Освоение сжигания экибастузского угля

Экибастузский уголь, один из наиболее дешёвых, начал широко вовлекаться в топливный баланс с середины 60х годов. Кстати, понятие «энергетическое топливо» означает угли, которые не могут успешно использоваться в других отраслях промышленности. Это низкосортные угли, основным преимуществом которых является их дешевизна.

Практика показала, что энергетическим топливом может быть, практически, любой уголь, при условии, что оборудование рассчитано или реконструировано для сжигания этого вида угля. При несоблюдении этого условия возникают проблемы, наносящие ущерб, требующий вложения средств, как правило, намного больше, чем следовало бы предварительно вложить в реконструкцию.

Освоение оборудования-это заключительный этап его сооружения перед началом нормальной эксплуатации. Особенность энергооборудования заключается в том, что режимы его работы не могут быть проверены в заводских условиях и подлежат обязательной корректировке по результатам опытной эксплуатации и испытаний.

При освоении головных образцов, когда применяются непроверенные узлы и элементы, сроки освоения более длительные и требуют более серьезного анализа.

Как уже отмечалось выше, угли Экибастуза начали использоваться с 1954 года на электростанциях Урала, оборудованных котлами среднего давления, которые были спроектированы с учетом сжигания челябинских бурых углей. В период с 1955 по 1960 годы в силу относительно малого потребления, качество экибастузского угля было значительно лучше челябинского. Так калорийность находилась в пределах 40 004 200 ккал/кг, в то время как челябинских углей на этот же период 33 003 700 ккал/кг, зольность на рабочую массу в пределах 3437%. По статистическим данным СреднеУральской ГРЭС за 1959 год, качество угля было следующим: калорийность 41 604 200 ккал/кг, зольность34%, влажность7,5%). К тому же челябинские угли-это угли шлакующегося типа, что обуславливает определенные сложности при их сжигании. Этим объясняется относительно безболезненный переход на сжигание экибастузских углей в 1961 году Троицкой ГРЭС, оборудованной котлами типа ПК14, 90 ата, 540 С .

Значительно более драматичным оказался такой переход в 1964 году Карагандинской ГРЭС2. Самая крупная в то время электростанция республики была введена в эксплуатацию в 1962 году и на момент перехода уже были смонтированы 8 котлов, рассчитанных на сжигание более качественных карагандинских углей. В течении последующих трех лет было введено в эксплуатацию еще семь точно таких же котлов, изготовление и поставка которых были выполнены ранее. К моменту ввода пятнадцатого котла станция, работая на экибастузском угле, практически потеряла способность нести нагрузку, и в течении следующих шести лет пришлось произвести большой объем реконструкционных работ, соизмеримых с объемом выполненных строительномонтажных работ по вводу этих же котлов. Достаточно сказать, что внесены изменения в конструкцию котла, вдвое увеличена производительность всего тракта топливоподачи, практически полностью заменена система золоулавливания, значительно увеличены мощности всех тягодутьевых механизмов, системы пылеприготовления и так далее.

И только к середине семидесятых годов станция восстановила свою работоспособность и стала по праву одной из самых надежных источников электроэнергии республики. Добрых слов заслуживает Пономарев Виктор Викторович основной организатор работ по реконструкции станции, проработавший директором на этой электростанции около пятнадцати лет.

Вводы мощностей на Павлодарских электростанциях также сопровождались освоением сжигания экибастузских углей. Практически на всех электростанциях принимались к установке головные образцы котельных агрегатов, которые модернизировались по мере освоения и выявленные недостатки учитывались на последующих агрегатах.

Так головной образец котлоагрегата БКЗ4 201 401 после опытной эксплуатации на Павлодарской ТЭЦ-1 стал основным типом котельного агрегата, которыми комплектовались практически все последующие крупные теплофикационные электростанции Союза. Следует добавить, что использование и освоение экибастузских углей происходило в условиях постоянного ухудшения их качества, вызванного применением все более мощных технологических средств непрерывного действия, исключающих возможность селективной добычи. Напряженность топливноэнергетического баланса способствовала снижению требовательности к качеству углей. Проектирование и строительство предприятий Павлодар Экибастузского комплекса велось под административно нажимном лозунгом: «На базе дешевого угля должна вырабатываться самая дешевая электроэнергия», и, следовательно, на самых дешевых электростанциях, особенно это обстоятельство негативно отразилось на судьбе ЭГРЭС 1.

Между тем огромные масштабы производства Экибастузского угля, породили масштабные проблемы. Одной из самых актуальных проблем является качество угля. Угольная масса всех пластов имеет высокую зольность, общей закономерностью для бассейна является увеличение зольности по мере погружения пластов. Кроме того рост зольности продолжался за счет увеличения доли наиболее высокозольного третьего пласта в общей угледобыче, особенно за счет перехода с 1979 года на валовую добычу.

С ростом объёма добычи угля происходило последовательное снижение нормативных требований к качеству угля. Так, в 1958 году был введен ГОСТ 8779 58, в соответствии с которым предельная зольность должна быть 40% на сухую массу (36,8% на рабочую массу), и на эти показатели проектировались все электростанции нашего региона. В отчетах Экибастузугля за 1975 год отмечалось, что зольность на сухую массу пластов № 1 и 2 составляла 37,4%, а пласта № 3 40,8%. Вплоть до 70х годов проблема качества угля ограничивалась фракцией (крупность отдельных кусков доходила до полутора метров в поперечнике) и попаданием в угольную массу посторонних предметов. С внедрением роторных экскаваторов эта проблема была решена, но неуклонно начал снижаться основной показатель калорийность топлива.

В 1979 году принято решение об отказе от селективной выработки пластов Экибастузского разреза и внедрении валовой добычи угля и соответственно введен в действие очередной ГОСТ 8779 79.

По данным исследований, проведенными специализированными организациями, с переходом на валовую добычу средняя зольность по бассейну возросла на 5,1% и может достигать в отдельных вагонах для пластов № 1,и № 2 до 56%, а для пласта № 3 до 68% (Л7 стр.100). С 01.01. 1983 года было введено понятие-угли второй группы, предназначавшиеся для электростанций, оборудование которых были рассчитаны на использование этих углей, и было разрешено включать в партию с углем первой группы угли со второй группы с зольностью до 44% на сухую массу и калорийностью до 3750 ккал/кг в объеме до 5% от общей поставки. 01.07.1987 года введено в действие изменение технических требований на угли Экибастузского бассейна для пылевидного сжигания, в соответствии с которыми допускалось включать в партию отдельные вагоны с зольностью по первой группе не более 47%, а для углей второй группы не более 55% и показатель низшей теплоты сгорания уже не являлся браковочным.

С вводом углей второй группы и замораживанием строительства ЭГРЭС 2 и ЮжноКазахстанской ГРЭС, специально рассчитанных на сжигание высокозольного угля 2 группы, на действующие электростанции стало ежегодно отгружаться 1012 миллионов непроектного по качеству угля (Л7). Это крайне неблагоприятно отражалось на техникоэкономических показателях, приводило к ухудшению экологической обстановки и, самое главное, приводило к снижению надежности работы оборудования.

При расширении Экибастузской ТЭЦ головными водогрейными котлами КВТК100 150, первые котлы были изготовлены с учетом ГОСТ 877 979, то есть на угли первой группы с зольностью 43% на сухую массу, а последующие котлы (изготовленные после 1984 года) уже с учетом сжигания углей второй группы с зольностью до 53%. Другими словами, учитывая невозможность разделения угля по группам для котлов одной станции, после 1984 года уголь второй группы поступал на все котлы станции.

Таким образом, ГОСТ призванный служить документом прогнозирования стабильности качества угля при проектировании и строительстве новых электростанций, в вопросах освоения экибастузского угля практически не выполнял свою функцию.

В 1977 году введен ГОСТ 877 977, в 1979;ГОСТ877 979, в 1985 году введено дополнение к действующему ГОСТу, 15.01.1987 года введено изменение к ГОСТу и наконец с 1992 года стало действовать ТУ12.21.086 92.

В условиях затратной экономики и при ведомственном подходе возобладала идея «всеядности» электростанций, что привело к определенным издержкам такой политики. В качестве примера негативных последствий можно привести опыт Ермаковской ГРЭС. Работая до 1979 года на углях селективной выработки, станция имела средний годовой коэффициент использования основного оборудования 79,2%, средняя нагрузка по году составила 1900 мВт, что позволила ЕГРЭС стать одной из лучших электростанций Союза.

Однако с переходом на сжигание углей валовой выемки станция потеряла свои позиции, недовыработка к 19 811 982 годам составила более 400 МВт, коэффициент использования упал на 18%, станция в этот период пережила серьезные трудности.

Выполненный большой объем высокозатратных мероприятий по модернизации оборудования позволил стабилизировать работу предприятия к 1986 году, но достигнуть показателей 1978 года станция уже не смогла никогда.

Нельзя не сказать и о негативных последствиях, связанных с загрязнением окружающей среды, которые напрямую связаны с качеством сжигаемого топлива. При огромном количестве потребляемого низкосортного (дешевого) топлива электростанциями, надо помнить, что не менее 40% его уходит в отходы и даже 1% неуловленных твердых отходов представляет серьезную опасность для окружающей среды, что вместе с газообразными отходами создававло непреодолимые проблемы.

Электростанции региона проектировались, строились и эксплуатировались с учетом существовавших в то время законов, требований и стандартов, в соответствии с которыми электростанции оборудовались эффективными установками для очистки уходящих газов и высотными трубами для распределения нагрузки на окружающую среду. Неудивительно, что с ухудшением качества топлива росла высота дымовых труб. Первая труба, введенная на ЭТЭЦ в 1956 году, имела высоту 64 метра (на высоте 40 метров на ней была размещена емкость для воды с объемом 60 кубических метров для водоснабжения и противопожарных целей), вторая введенная вместе со второй и третьей очередью в 1972 году имела высоту 120 метров и, наконец, третья труба, введенная в 1981 году с четвертой очередью, 180 метров. В Павлодаре в 1961 году с вводом ПТЭЦ-2 построена труба высотой 120 метров, в середине 60 х годов построены пять труб высотой 180 метров (первая и вторая очередь ПТЭЦ-1, ПТЭЦ-3, первая очередь ЕГРЭС), в конце 70 х годов две трубы высотой 240 метров (вторая очередь ЕГРЭС, третья очередь ПТЭЦ1), в 80х годах построены две трубы ЭГРЭС-1 высотой 300 и 330 метров и, наконец, в 90х годах введена труба высотой 400 метров на ЭГРЭС-2, рассчитанной на сжигание углей второй группы. Для сравнения: высота Эйфелевой башни в Париже 312 метров, а высота высочайших небоскребов-близнецов в НьюЙорке, разрушенных террористами 11 сентября 2001 года, равнялась 400 метрам.

Влияние изменения качества топлива можно рассмотреть и на примере ввода головных блоков 500 мВт. Первый такой блок был введен на Троицкой ГРЭС в 1974 году с учётом калорийности топлива 4120 ккал/кг и зольностью на сухую массу 39%, через шесть лет в 1980 году вводится очередной головной котел типа ПК57 III на Экибастузской ГРЭС1 но уже с учётом увеличенной зольности на сухую массу до 43% и калорийностью 3870 ккал/кг (пласт 3 разреза «Богатырь»), наконец в 1990 году вводится блок на Экибастузской ГРЭС-2 с зольностью на сухую массу 48% (угли 2 группы) как гарантированное топливо и предусматривалось сжигание углей повышенной зольности на сухую массу 55% и калорийностью 2880 ккал/кг. Другими словами можно сказать, что даже для уникального оборудования качество сжигаемого топлива по сравнению с проектным ухудшалось настолько, что вновь вводимое оборудование становилось морально устаревшим и требовало определенной реконструкции.

Несмотря на то, что стройка ЭГРЭС 1 была заботой всей страны и более 20 различных НИИ, проектных учреждений и организаций осуществляли разработку проекта, тем не менее опыт первых лет эксплуатации станции показал, что при ее проектировании не были учтены в полной мере особенности экибастузского угля, перспективы добычи и строения угольного бассейна, не найдены оптимальные компоновочные решения, что создало серьезные трудности в освоении энергоблоков и станций с поперечными связями. Коллективами предприятий Союзтехэнерго и Атомтеплоэлектропроекта были разработаны предложения по изменению проектных решений ЭГРЭС 1, которые учитывали как ухудшение качества топлива, так и опыт наладки и эксплуатации оборудования. Эти предложения были использованы при разработке и корректировке проекта ЭГРЭС 2 а также при разработке мероприятий по реконструкции ЭГРЭС 1.

При пересмотре проекта были увеличены габариты главного корпуса, оптимизированы компоновочные решения, увеличена производительность тракта топливоподачи, пылеприготовления, внесены изменения в конструкцию котлоагрегата, а также особое внимание было уделено повышению ремонтнопригодности оборудования и улучшению работы обслуживающего персонала. Достаточно сказать, что если стоимость строительства ЭГРЭС1 оценивалось в пределах 741 миллиона рублей, то стоимость строительства ЭГРЭС2 составила уже 1 миллиард 300 миллионов рублей в сопоставимых ценах.

Подобным же образом происходил ввод энергоблоков на Ермаковской ГРЭС. Так испытание первых двух блоков позволил сделать вывод о том, что основные недостатки работы котлов требуют реконструкции ряда их узлов для обеспечения надежной и экономичной работы. Усилиями специалистов УралВТИ, СоОРГРЭС, СКБ ВТИ, Казэнергоналадки, КазВНИЭнергетики и собственных специалистов позволили максимально нейтрализовать отрицательное воздействие высокозольного топлива.

Определенным вкладом в вопросе снижения напряженности в отношениях между угольщиками, железнодорожниками и энергетиками сыграли передачи журналиста Г. Шалахметова в конце 70+х и в начале 80+х годов по новой форме соревнования смежников «Уголь вагон — энергия», инициатором которого выступили угольщики под девизом «Вместо претензий — взаимная помощь».

Однако, эта проблема была разрешена только с переходом на рыночные отношения. Жесткие условия рынка внесли свои коррективы и, прежде всего, это сказалось на стабилизации качества угля. Опыт эксплуатации энергетических объектов по сжиганию низкосортных и нестабильных по качеству углей, накопленный энергетиками в течении длительного времени, позволяет в настоящее время успешно эксплуатировать оборудование.