Вопреки стратегии

Последние годы в российской энергетике наблюдается довольно противоречивая тенденция: несмотря на то что в стратегических документах по развитию отрасли речь идёт о сокращении числа газовых теплоэлектростанций, практически все новые объекты используют именно «голубое топливо». С одной стороны, ТЭС на газе обходятся дешевле и эксплуатировать их проще, чем станции на угле, опять же срабатывают соображения экологии, но, с другой стороны, газ является ценным химическим сырьём, и сжигать его в котлах, а не перерабатывать, нецелесообразно с точки зрения экономики. Поэтому в той же Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года речь идёт о том, что «доля электростанций, использующих газ, будет неуклонно сокращаться, при этом стремительно возрастёт роль современных парогазовых и газотурбинных технологий». А в энергетической стратегии России до 2030 года содержится прогноз, согласно которому к 2030 году «доля угля в потреблении топлива тепловыми электростанциями увеличится соответственно с 26 до 34–36%, а доля газа, наоборот, снизится с 70 до 60–62%». На практике пока дела обстоят совершенно по-другому, что вызывает определённые опасения, поскольку проектировщики, инжиниринговые и наладочные организации в последние годы постепенно утрачивают свою компетенцию.  

Учитывая это, некоммерческое партнёрство «Совет производителей энергии» при поддержке Министерства энергетики РФ организовало посвящённую технологическим проблемам угольной энергетики конференцию, которая проходила в Москве 21 февраля. Среди её участников оказались Институт конъюнктуры угля, представители заводов – производителей оборудования, энергетических компаний, инжиниринговых организаций и органов власти (в числе последних – первый заместитель председателя комитета Совета Федерации по экономической политике Валентин Межевич). ОАО «Иркутскэнерго» представило доклад, касающийся применения непроектных углей на ТЭЦ. «Я считаю наш опыт уникальным, потому что мы собрали в одну систему разрозненные мероприятия, которые применяли многие наши коллеги, – объяснил выбор темы доклада  заместитель главного инженера по теплотехнической части ОАО «Иркутск-энерго» Роман Губанов. – Мы систематизировали работу над качеством топлива, инженерный подход, технические и организационные мероприятия». 

Общая проблема

С необходимостью использовать те сорта угля, на которые ТЭЦ не были рассчитаны изначально, сталкиваются все энергетики. Это объективный процесс, поскольку запасы разрезов постепенно истощаются. «Всем нашим станциям уже более 30 лет, а некоторым и за 50, они строились под те угли, которые добывались в то время, – отметил Губанов. – «Востсибуголь» в Иркутской области добывал только азейский и черемховский угли, вдобавок из Канско-Ачинского бассейна к нам завозили ирша-бородинский уголь». Причём если ежегодный объём добычи на Азейском и Черемховском разрезах в восьмидесятые составлял около 15 млн. и 10 млн. тонн соответственно, то сейчас он снизился до 

2 млн. и 3 млн. тонн соответственно. В то же время в топливном балансе появились мугунский, жеронский, ирбейский и головинский угли, и если в 1990 году на станциях «Иркутскэнерго» они не использовались вовсе, то в 2011-м их доля в потреблении составила 46%, 7%, 17% и 6% соответственно.

Свою роль играет экономика: цена топлива составляет половину себестоимости энергии, выработанной на теплоэлектростанции. Существенный вклад вносит и стоимость перевозки угля от разреза до ТЭЦ. Поэтому на ту же Усть-Илимскую ТЭЦ, спроектированную под ирша-бородинский уголь, выгоднее поставлять сырьё с Жеронского разреза, расположенного всего в 30 км от неё.  

В пропорции 70:30

Почти всегда при переходе на непроектный уголь существуют технические сложности: уголь с другими свойствами вызывает ограничения в работе оборудования – шлакование, повышенный износ и другие. Поэтому в «Иркутскэнерго» применяют комплексный подход: экспертные оценки технической целесообразности, опытное сжигание непроектного угля, выполнение необходимых технических мероприятий. В частности, с 2000 по 2012 год было проведено около 50 опытных сжиганий на разных филиалах. «Мы разработали сводную информационную таблицу, где сказано, какое топливо на каких котлах, каких станциях и в каких объёмах мы можем сжигать», – рассказал Губанов. Например, на ТЭЦ-6 применяется смесь из 70% ирбейского низкозольного и 30% жеронского угля.

Для того чтобы обеспечить именно такую пропорцию, на станции, потребляющей 1,5 млн. тонн топлива в год, реконструировали систему подачи топлива с угольного склада. Помимо этого проводится реконструкция горелочных устройств, устанавливают новые обдувочные аппараты, предназначенные для очистки поверхностей нагрева котлов с целью профилактики шлакования. Кроме того, в настоящее время котлы ТЭЦ-6 оснащаются системой муфельной подсветки факела – это инновационное мероприятие пока в стадии эксперимента, оно призвано улучшить систему шлакоудаления с целью перехода на сжигание ирбейского угля в чистом виде. 

Затраты на эти мероприятия окупаются даже при неизбежном увеличении ремонтных затрат. Если говорить об эффективности и аварийности, то КПД котлоагрегатов ТЭЦ с 2000 по 2008 год повысился примерно на 1,5% и в последние три года остаётся на одном и том же уровне. Степень аварийности котлов на протяжении последних 10 лет имеет тенденцию к снижению.

Большую роль в успешности освоения непроектных углей играет серьёзное отношение к качеству топлива. За последние годы достигнуты большие успехи в совместной работе энергетиков и угольщиков по управлению качеством: разработаны и исполняются регламенты по управлению качеством, проводятся совместные совещания, в т.ч. выездные на разрезах и на ТЭЦ, выполняются мероприятия по управлению качеством на разрезах, например селективная выемка уольных пластов с исключением породных прослоев. 

Комплексный, системный, уважительный подход к оборудованию, совместная работа энергетиков и угольщиков по управлению качеством – вот слагаемые, приносящие в сумме успех в освоении непроектных углей.