Энергетика: настоящее и будущее - Тепловые электростанции и их роль в электрификации

Глава 4

ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ И ИХ РОЛЬ В ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ

80 % — таков удельный вес тепловых электростанций в энергетическом балансе страны; менее одной пятой части общего производства электроэнергии у нас вырабатывают гидравлические и атомные электростанции.
Подобное соотношение имеет тенденцию к постепенному увеличению. Так, если проследить производство электроэнергии за 1960—1975 гг., то налицо такая картина:
Всего произведено (в млрд. кВт-ч) в 1960 г. — 299,27; в 1965 г. —506,67; в 1970 г. —740,9; в 1975 г. — 1038,0. В том числе тепловые электростанции (в млрд. кВт-ч.) произвели: в 1960 г.— 241,36; в 1965 г. —425,24; в 1970 г.— 616,55; в 1975 г. — 911,9. Процент от общей выработки составил соответственно по годам: 82,6; 83,9; 83,2; 88,0.
Доминирующее значение тепловых электростанций — следствие их особенностей и высокой экономичности.
В отличие от гидравлических электростанций они могут быть сооружены в любом месте, что важно с точки зрения приближения генерирующих источников к потребителю.
Топливо для теплоэлектростанций может быть доставлено на большие расстояния, дальность доставки определяется не техническими возможностями, а экономическими показателями (стоимость топлива плюс его перевозка).
Таким образом, тепловые электростанции могут быть расположены равномерно по территории страны или экономического района.
Преимущество тепловых электростанций заключается и в том, что они могут работать практически на всех видах минерального топлива — различных углях и продуктах его обогащения, торфе, сланцах, жидком топливе и природном газе. При этом основные агрегаты теплоэлектростанции имеют весьма высокий КПД, что обеспечивает общий коэффициент полезного действия современных электростанций до 42 %.
Тепловые электростанции могут вырабатывать не только электрическую, но и тепловую энергию (горячая вода для отопления и водоснабжения и пар для технологических нужд производства). Коэффициент полезного действия современных теплоэлектростанций (ТЭЦ) еще выше и достигает 60—70%.
Еще одно преимущество тепловых электростанций — меньшая удельная стоимость установленной мощности по сравнению с гидравлическими и атомными электростанциями.

Все эти преимущества определили высокий темп развития мощностей тепловых электростанций СССР, что видно из следующих данных:

Научно обоснованное направление развития теплоэнергетики было заложено в плане ГОЭЛРО

Главное направление в развитии тепловых электростанций — это использование местных, особенно низкосортных топлив (торф, бурый уголь, антрацитовый штыб, сланцы).
В известном наброске плана научно-технических работ Академии наук В. И. Ленин указывал на необходимость использования непервоклассных сортов топлива (торфа, угля худших сортов) для получения электрической энергии с наименьшими затратами на добычу и перевозку горючего *.
Это указание Ленина было заложено при разработке плана ГОЭЛРО. По плану предусматривалось сооружение тепловых электростанций в разных районах страны на базе местных низкосортных топлив.
В Московском, Ленинградском, Ивановском, Горьковском и Ярославском районах намечалось сооружение тепловых электростанций на базе местного торфа (Шатурская, Уткина Заводь, Горьковская, Ярославская и другие электростанции).
В энергетический баланс вовлекались низкосортные угли Подмосковного бассейна, на базе которого при жизни Ленина была сооружена Каширская ГРЭС, а в последующем — мощная Сталиногорская электростанция.
Тепловые электростанции Донбасса должны были использовать многолетние отвалы антрацитного штыба (отходы при добыче антрацита). В 1926 г. на этих штыбах была введена Штеровская, а затем крупная Зуевская ГРЭС.
На Урале тепловые электростанции сооружались на Кизеловском (Север Урала), Егоршинском (Средний Урал) и Челябинском (Южный Урал) низкосортных угольных месторождениях.

1 См.: В. И. Ленин. Полн. собр. соч., т. 36, с. 231.

В результате такого направления топливная база советской энергетики значительно расширилась, одновременно появилась возможность использования более качественных углей для других народнохозяйственных нужд. Большое развитие получила торфяная промышленность, на базе которой работали десятки тепловых электростанций центра и севера европейской части страны и Белоруссии. Торфяное топливо, запасы которого в СССР превышают 36 млрд. т в условном (7000 кал) исчислении, сыграло важную роль в развитии и становлении теплоэнергетики и электрификации страны.
Ученые и конструкторы энергетического оборудования, работники электростанций проделали большую работу по созданию тепловых агрегатов, способных использовать торф с высоким экономическим эффектом.
В послевоенное время топливный баланс тепловых электростанций значительно изменился за счет увеличения удельного веса угля, особенно в Донбассе, Сибири, Средней Азии и на Урале.
Начиная с 60-х годов быстро возрастала доля потребления теплоэлектростанциями жидкого и газообразного топлива.
Динамика изменения структуры топливного баланса тепловых электростанций за последние 15 лет видна из следующих данных (в %):

Данные показывают значительное сокращение удельного веса торфа. Такое изменение топливного баланса в теплоэнергетике произошло в силу ряда причин.
По экономическим показателям торфяные электростанции уступают электростанциям, использующим твердое топливо, на которых устанавливаются более крупные энергоблоки. Кроме этого, запасы торфа в центральных районах страны (энергосистемах) в значительной степени истощены, а новые месторождения имеют малые запасы и находятся от действующих электростанций на большом расстоянии. Все это, вместе взятое, сказалось на экономических показателях торфяных электростанций.
После тщательных поисков и учитывая дефицит запасов торфа и других видов топлива в центре страны, признано целесообразным соорудить несколько тепловых электростанций на торфе, в первую очередь намечено строить Псковскую и Смоленскую ГРЭС мощностью по 600 МВт. Будут осуществлены меры по улучшению экономических показателей торфяных электростанций.
В становлении и развитии теплоэнергетики большую роль играли местные низкосортные угли: Подмосковного бассейна, а также егоршинские и кизеловские угли на Урале.
Каширская ГРЭС, первый агрегат которой мощностью 12 МВт был введен в эксплуатацию еще при жизни В. И. Ленина, стала полигоном по освоению многозольного и влажного угля Подмосковного бассейна. Этот уголь содержит еще и серу. На этой электростанции были проведены обширные научно-экспериментальные исследования работниками Каширской электростанции в содружестве с учеными теплотехнического института им. Дзержинского.
На Каширской ГРЭС была организована система индивидуального и централизованного приготовления низкосортного, влажного угля перед его сжиганием в тапках котлов. Этот опыт в последующем использован многими тепловыми электростанциями, в частности Сталиногорской ГРЭС мощностью 350 МВт. Это была вторая наиболее крупная тепловая электростанция нашей страны, успешно сжигающая подмосковные угли в крупных котлах паропроизводительностью 230 т пара в час.
Постепенное накопление опыта сжигания подмосковного угля в виде пыли позволило использовать это топливо на Черепетской и Рязанской ГРЭС, на которых установлены блоки мощностью по 150—300 МВт.
Успешное освоение сжигания многозольного и сернистого кизеловского угля дало возможность использовать это топливо на ряде тепловых электростанций Северного Урала. Кизеловская ГРЭС, Березниковская и Закамская ТЭЦ явились основой широкой электрификации северного уральского района, богатого природными ресурсами. На Среднем Урале в период выполнения плана ГОЭЛРО топливной базой энергетики являлось Егоршинское месторождение угля. На этой базе в 1927 г. введена в эксплуатацию Егоршинская ГРЭС. В последующий период началась разработка Богословского месторождения с добычей бурого угля открытым способом. Богословский бассейн стал основой топливоснабжения крупных тепловых электростанций Среднего Урала — Богословской ТЭЦ, СреднеУральской ТЭЦ и Нижне-Тагильской ГРЭС. Эти электростанции входят в Свердловскую энергосистему и составляют прочную энергетическую базу, на основе которой выросли крупнейшие промышленные предприятия страны — Уралмаш, Уралвагонзавод, Урал- турбмаш, Богословский алюминиевый завод и сотни других предприятий. В южной части Урала (Челябинская энергосистема) был создан свой топливно-энергетический комплекс. На базе челябинских углей построены Челябинские ГРЭС и ТЭЦ. Объединенные в энергосистему с включением Магнитогорской электростанции они обеспечили надежное снабжение электроэнергией и производственным теплом промышленных предприятий, сыгравших огромную роль в обеспечении вооружением Советской Армии в период Великой Отечественной войны.
Советские энергетики успешно решили проблему сжигания антрацитового штыба на крупных тепловых электростанциях Донбасса. Штеровская ГРЭС, введенная в эксплуатацию в 1926 г., первой в мире освоила сжигание пгтыбов из отвалов шахт, добывающих антрацит. Опыт Штеровской ГРЭС позволил на этой топливной базе создать ряд крупных тепловых электростанций — Зуевской и пр.
Успехи советских теплоэнергетиков видны из следующих данных о коэффициенте полезного действия в котельных агрегатах, использующих различные виды низкосортного твердого топлива.

Несмотря на высокие экономические показатели использования низкосортных энергетических углей, эта проблема не только не потеряла своей остроты в наше время, но стала еще объемней и технически сложней.
На данном этапе вопрос заключается в том, что топливная база страны все больше и больше смещается на восток, в Среднюю Азию и Сибирь, что ставит перед энергетиками новые проблемы. Одной из центральных является проблема разработки серии котельных агрегатов для сжигания топлива различных марок. Предстоит разработать и ввести в эксплуатацию котельные агрегаты для сжигания донецких и кузнецких каменных углей; экибастузских каменных углей с повышенной зольностью; дальневосточных бурых углей. На этих топливах будут построены электростанции с энергоблоками в 500 и 800 МВт на закритические параметры пара. Особое внимание сосредоточивается на создании котельного агрегата для сжигания углей Канско- Ачинского бассейна. В перспективе на этом бассейне могут быть сооружены самые крупные тепловые электростанции мощностью до 6400 МВт с энергоблоками по 800 МВт, с котлоагрегатами производительностью 2650 т пара в час на закритические параметры пара (255 ата и 545/565° С). Самой сложной проблемой является создание и эксплуатация крупных котельных агрегатов, сжигающих угли Канско-Ачинского бассейна, главным образом из-за отложения шлака в топочной камере. Шлакование топочной камеры нарушает нормальный теплообмен температуры газов на выходе из топки. Первые котельные агрегаты для энергоблоков 800 МВт будут созданы для углей Березовского месторождения (Канско-Ачинского бассейна), опыт по промышленному сжиганию которых пока отсутствует.
Почему необходимо форсировать создание нового энергетического оборудования?
Дело в том, что в десятой пятилетке намечено строительство 24 крупных тепловых электростанций на твердом топливе общей мощностью 50 млн. кВт.
При этом удельный вес экибастузских и Канско- Ачинских углей будет непрерывно возрастать.
Большое значение имеет также и повышение качества экибастузского угля путем снижения балласта на обогатительных фабриках, которые целесообразно сооружать непосредственно на угольных разрезах. Проектные расчеты показывают, что обогащение обеспечит поставку тепловым электростанциям Урала и Экибастуза уголь с содержанием породы не более 38— 40%. Вообще за последние годы научно-исследовательские организации ведут интенсивные поиски более рационального способа облагораживания низкосортных углей. Ученые Энергетического института им. Кржижановского разработали своеобразный метод энерготехнологического процесса переработки эстонских сланцев.
Эстонские сланцы, как известно, содержат значительный процент высокоценного сланцевого масла и ряд химических продуктов. В то же время в сланце много балласта. До сих пор сланец на тепловых электростанциях Прибалтийской и Эстонской сжигался без какой-либо предварительной подготовки. Сжигание сырого сланца хотя и считается освоенным, но проходит с большими трудностями. В результате нагрузка Прибалтийской ГРЭС в течение длительного времени не превышает 75—80% от установленной мощности. Энерготехнологический процесс переработки сланца состоит в том, что сырой сланец герметически разлагается в специальных аппаратах. В результате получается высокоценное сланцевое масло, газ и многие химические продукты.
Сланцевое масло и газ можно сжигать в топках котлов с высоким коэффициентом полезного действия, а химические продукты отправляются для использования на химические заводы. Но и зола (балласт) не пропадет, ее охотно берут колхозы и совхозы, ее можно использовать при строительстве дорог.
В настоящее время принято решение создать на Эстонской ГРЭС энерготехнологическую установку производительностью 3,0 млн. сланца в год, при этом получается 57,4% сланцевого масла, 21,2 коксового газа и 8,8 % газового бензина.
Перевод паровых котлов на сжигание жидкого и газообразного топлива вместо сырого сланца увеличит КПД котла с 85 до 93% и позволит поднять нагрузку тепловой электростанции Прибалтики примерно на 25%.

На Красноярской ТЭЦ сооружается опытная установка по энерготехнологической переработке Канско- Ачинских углей. Главная задача этой установки состоит в получении высококалорийного, обезвоженного полукокса, некоторой части жидкого продукта и химического сырья. На ней будет отработан весь технологический процесс для последующего создания и внедрения промышленной установки большой мощности.
По прогнозным оценкам, в Канско-Ачинском бассейне можно довести годовую добычу до 300—400 млн. т. В топливно-энергетическом балансе страны на перспективу предполагается, что угли этого бассейна могут покрыть большую часть растущей потребности тепловых электростанций в твердом топливе. Высококалорийный полукокс, получаемый из дешевых Канско-Ачинских углей, может транспортироваться в центр страны, при этом стоимость его будет ниже стоимости местных углей.
Вторым направлением технического прогресса в теплоэнергетике является увеличение единичных мощностей агрегатов и тепловых электростанций.
Теоретическими расчетами и многолетней практикой доказано, что увеличение единичных мощностей обеспечивает:
сокращение удельных капитальных вложений в строительстве тепловых электростанций;
повышение производительности труда или сокращение удельной численности персонала на 1000 кВт установленной мощности;
улучшение технико-экономических показателей путем повышения внутреннего КПД агрегатов;
снижение удельных расходов тепла и топлива на производство электрической и тепловой энергии.
Эти качественные показатели снизят себестоимость производимой энергии тепловыми электростанциями.
Интересно проследить динамику снижения удельных капитальных затрат при увеличении мощности электростанций. Так, при росте мощности электростанции от 300 до 1200 МВт удельная стоимость одного киловатта неизменно понижается. Аналогичный процесс наблюдается и в том случае, когда мощность электростанции остается неизменной (1200 МВт), а единичная мощность агрегата увеличивается от 100 до 200—300 МВт.