Carbón húmedo, chimeneas defectuosas y puesta en marcha del comercio de energía en Eskom

El cuarto episodio de desconexión de carga de la etapa seis de Eskom en febrero se debe a una confluencia de mal tiempo que crea carbón húmedo que exacerba 21.243MW de averías más 4.566MW de averías planificadas.

En una conferencia de prensa convocada apresuradamente, el director ejecutivo de Eskom Group, Andre de Ruyter, dijo que el pronóstico de demanda de un pico vespertino de 27 282 MW significa un déficit en la capacidad de generación de 5834 MW para el lunes por la noche, "así que pueden ver por qué tenemos que implementar la etapa 6 de reducción de carga". ."

"Dado el hecho de que estamos haciendo funcionar nuestras turbinas de gas de ciclo abierto con fuerza, no tenemos más opción que implementar la etapa 6 de deslastre de carga", dijo de Ruyter.

Señaló que Eskom ha resuelto su problema de financiación y ahora puede adquirir diésel porque el Tesoro Nacional garantiza cualquier préstamo de servicios públicos obtenido de los bancos locales para comprar combustible.

"Eso nos ha dado la capacidad de aliviar la restricción y hemos podido comprar los suministros necesarios de la OCGT", dijo de Ruyter.

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Si bien la central eléctrica de Lethabo suele ser una de las centrales eléctricas de Eskom más estables, ahora tienen tres unidades inactivas debido a problemas con el suministro de carbón y una fuga en el tubo de la caldera. La mina de carbón New Vaal tiene problemas para suministrar a Lethabo la cantidad necesaria de carbón porque las fuertes lluvias están elevando el nivel del río adyacente al pozo de extracción de carbón, lo que genera carbón húmedo.

Lethabo está bastante alejado de los yacimientos de carbón de Mpumalanga, lo que dificulta cambiar de proveedor a corto plazo, además el carbón en la reserva estratégica de carbón de Eskom también está húmedo.

"Hay mucho carbón en la pila de reserva en Lethabo, simplemente está muy húmedo. Y, al transportar carbón a la central eléctrica mientras llueve, se corre el riesgo de llevar un producto muy húmedo a la central, lo que anula el objeto. ”, dijo Thomas Conradie, jefe interino de generación.

Señaló que la central eléctrica de Lethabo tiene 32,9 días de stock de carbón disponible, por lo que aún cumple con los requisitos del código de red. Pero Eskom no prevé que el problema persista durante semanas. "Es una combinación de plantas que no funcionan como queremos en términos de confiabilidad de la flota, combinada con incidentes específicos que hemos tenido últimamente", dijo Conradie.

Las altas precipitaciones también están creando una situación en sus esquemas hidroeléctricos de bombeo, particularmente en Ingula, que es un sistema cerrado "sin salida aparte de los humedales río abajo".

"Entonces, cuando ambas presas están llenas, es imposible generar electricidad dejando pasar agua de la presa superior", explicó de Ruyter.

Eskom tiene que liberar gradualmente el desbordamiento de la represa inferior al humedal, pero hacerlo demasiado rápido crea el riesgo de fluir río abajo hacia las ciudades. Dado que el esquema de almacenamiento por bombeo de Drakensberg está conectado al río Tugela, no tiene restricciones similares.

Luego está el problema climático muy diferente que se enfrenta actualmente, pero que, en palabras de de Ruyter, a menudo no se discute, son "las pérdidas de carga debido a las altas temperaturas ambientales que afectan la eficiencia de nuestro sistema de enfriamiento en Matimba".

"Actualmente, estamos sentados con una pérdida de carga de 600 MW debido al clima cálido de verano en Lephalale", explicó el CEO del Grupo.

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"El resto de la flota es viejo y poco fiable y, en consecuencia, cuando tenemos incidentes como el que tuvimos en Lethabo, donde perdemos dos unidades por limitaciones de carbón y una unidad más por una fuga en el tubo de la caldera, el déficit en la capacidad de generación se vuelve muy urgente. ", dijo de Ruyter.

Conradie dijo que el horno eléctrico de arco se encuentra actualmente en un 53 % y Eskom no prevé alcanzar el 60 % para fines de este año fiscal gracias a la alta falta de disponibilidad no planificada de capacidad de generación.

De Ruyter dijo que no anticiparon ir más allá de la etapa 6 en este momento y que el riesgo de llegar a la etapa 8 es bajo. Pero, tienen planes establecidos sobre cómo sería el nivel 8.

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De Ruyter dijo que Isabel Fick, gerente general: operadora de sistemas de Eskom, le había asegurado que la probabilidad de un apagón total de los sistemas sigue siendo muy baja gracias no solo al uso de deslastre de carga sino "al apoyo de los principales clientes industriales y mineros para la reducción de carga que ayudarnos durante los picos cuando tenemos una gran demanda".

Eskom anticipa que el deslastre de carga actual de la etapa 6 permanecerá en su lugar hasta al menos las 5 a.m. del jueves por la mañana, momento en el que se reducirá a la etapa 4 y luego, con suerte, a la etapa 3 para el fin de semana.

"En esta etapa no hay necesidad de contemplar ir más allá", dijo de Ruyter.

Fick dijo que actualmente están en el proceso de revisar las pautas del documento NERSA que rigen el deslastre de cargas. Ese documento se está poniendo a la industria para comentarios. "Todavía estamos pasando por los procesos de gobernanza, pero estamos analizando las diferentes etapas de la reducción de cargas.

"En términos de planificación de contingencia para la etapa 8, tenemos un plan en caso de que lleguemos a la etapa 8... pero no lo anticipe en esta etapa", dijo Fick.

Cuando se le preguntó sobre la posibilidad de que Eskom cambie de diésel a gas, de Ruyter estuvo de acuerdo en que "según los precios, el GNL sería más rentable que el diésel".

"Pero para que podamos usar GNL a escala, necesitaríamos importar el GNL, gasificarlo nuevamente, transportarlo probablemente a Ankerlig, posiblemente a Gourikwa... y eso requiere una inversión significativa en infraestructura", dijo de Ruyter.

"Debido a que nuestro consumo probable de gas natural es demasiado bajo para justificar la inversión en instalaciones de importación, lo que estamos buscando es un agregador de demanda que nos permita importar gas junto con otros consumidores de gas. Eso debería ayudar a reducir el costo general". de importar", dijo de Ruyter.

Perseguir un proyecto de gas combinado de ciclo abierto en Richards Bay justificaría la creación de una unidad de regasificación de almacenamiento flotante (FSRU). Sin embargo, Eskom querría comprar su GNL a un precio predeterminado por contrato y no tener que manejar la importación ellos mismos.

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Las tres unidades averiadas en la central eléctrica de Kusile, como resultado de la rotura de la chimenea, deberían tener sus nuevas chimeneas temporales a finales de este año.

De Ruyter dijo que le han pedido al Ministro de Silvicultura, Pesca y Medio Ambiente que acelere el proceso de aprobación. Mientras esperan el permiso del departamento para construir chimeneas temporales, están ejecutando varios procesos de papeleo en paralelo para poder iniciar el proceso en el momento en que tengan el permiso.

"Tomamos la decisión de realizar el pedido del acero necesario para construir los tres conductos de humos temporales y estamos en conversaciones urgentes con el contratista para garantizar que podamos recuperar las tres unidades poniendo en servicio los conductos de humos para diciembre de este año", dijo de Ruyter.

¿Sabías que Eskom crea tres nuevos programas de contratación de electricidad?

Andrew Etzinger, gerente general de servicios del mercado de energía en Transmisión, dijo que están esperando todas las aprobaciones necesarias para comenzar con el comercio de electricidad y esperan que el Programa de Oferta Estándar comience dentro de la próxima semana más o menos. "Recién estamos finalizando los contratos legales entre nosotros y las otras partes", dijo Etzinger.

El Programa de Generadores de Emergencia solo se activará cuando el sistema se encuentre bajo restricciones severas y los participantes puedan ofertar de manera efectiva. Luego, Eskom aceptaría o rechazaría la oferta según las reglas del grupo. "Ese sería un buen comienzo para el proceso de licitación competitiva que se implementará en el mercado eléctrico", dijo Etzinger.

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