20 НОЯБРЯ/ 2019
ПРОИЗВОДСТВО

«Все больше стараемся делать своими силами»

Как работает одна из старейших электростанций России
Летом следующего года подмосковная Шатурская ГРЭС (филиал «Шатурская ГРЭС» ПАО «Юнипро») отмечает вековой юбилей. Одна из старейших электростанций России объединяет в себе советские паросиловые технологии 70-х годов прошлого столетия и современный парогазовый блок производства General Electric (GE) в сочетании с оборудованием и системами управления других зарубежных компаний и западной же системой менеджмента. Насколько эффективно удается использовать разнородное оборудование, как идет процесс модернизации станции, как иностранный управленческий опыт в энергетике вписывается в российские реалии, как работает инновационная политика в Юнипро и на самой станции – обо всем этом мы поговорили с заместителем главного инженера ШГРЭС Сергеем Бычковым.
— Сергей Николаевич, расскажите, в чем особенность вашей станции, если говорить о ней как о совокупности различных технологий?
— Станция с моей и не только, конечно, моей, точки зрения – уникальна. У нее высокий коэффициент технологической сложности – четыре. Я за свой многолетний опыт работы в энергетике до этого видел не одну станцию, так там обычно этот показатель составляет два-три. Четыре – до Шатуры не видел ни разу. У нас работает шесть паросиловых установок (ПСУ), эти блоки производят и электрическую и тепловую энергию, и один парогазовый блок (ПГУ) мощностью 400 МВт – эффективно работает только на выработку электроэнергии.
— Я правильно понимаю, что и паросиловые блоки у вас технологически различаются?
— Да, это так: из шести пять это кондиционные блоки, причем три из них одного типа, два блока другого, а шестой – теплофикационный, главное предназначение которого производство тепла. Почему я говорю о системной сложности Шатуры. Первые три блока укомплектованы турбинами по 200 МВт и построены в начале 70-х, четвертый и пятый – по 210 МВт (середина 70-х), а шестой теплофикационный турбиной электрической мощностью 80 МВт. Все турбины производства Ленинградского металлического завода (ЛМЗ, теперь филиал Силовых машин). На блоках с первого по пятого стоят генераторы Харьковского «Электротяжмаша» соответствующей мощности, на теплофикационном - восьмидесятка Новосибирского турбогенераторного завода (сейчас Элсиб»).

Но в чем различие блоков? С первого по третий это установки с котлами, которые могут сжигать любой вид топлива: уголь, торф, газ и мазут. Их перевели на газ после модернизации во второй половине 80-х годах. Более современные четвертый и пятый предназначены для работы только с газом и мазутом (как с резервным топливом). Шестой блок тоже газовый. Так вот у первого по третий блок - и это тоже своеобразная интересная фишка Шатурской ГРЭС – уголь и торф, а вовсе не мазут - основное резервное топливо. Мазут является только подсветочным топливом (для «зажигания» котла). Поэтому нам приходится системы подготовки и подачи угля, угольный склад содержать в полном объеме и в рабочем состоянии. Понятно, что на 99% мы газовая станция. Но этот угольный резерв мы опробуем раз в год, и это обязательная процедура.
— А уголь наверно уже не подмосковный?
— Нет, тульского давно нет. На складе больше кузбасского угля, причем последние пять лет мы нового уже не приобретаем.
— КПД первых трех блоков, наверно, ниже остальных из-за особенностей котлов?
— Естественно КПД условно «угольных» блоков ПСУ 1-3 ниже, чем у газо-мазутных четвертого и пятого. Мы работаем и продаем электроэнергию на конкурентный энергорынок, поэтому наш приоритет – в первую очередь эксплуатировать те блоки, экономичность и рентабельность которых выше, это значит, что прежде всего, мы используем четвертый и пятый. И, разумеется, в первую очередь – парогазовый блок мощностью 400 МВт и с эффективностью свыше 50%. На ПГУ удельные затраты топлива в два раза ниже, чем на блоках ПСУ. Причем надо помнить – в московской энергосистеме наша станция маневровая, а это тяжелый режим эксплуатации и для оборудования, и для персонала. И это еще одна особенность Шатуры.
— То есть ни один блок вашей станции не работает в базовом режиме?
— Блок ПГУ из соображений эффективности и экономичности работает в более базовом режиме, но блоки ПСУ – только в маневровом. Тем более ПГУ еще находится в периоде ДПМ (в рамках договоров о предоставлении мощности, энергокомпании обязались вводить новые мощности в обмен на гарантированную от государства окупаемость инвестиций. Этот механизм оплаты мощности был введен для привлечения в сектор электроэнергетики инвестиций на постройку новых объектов генерации. Мощность по этим договорам оплачивается по повышенному установленному тарифу в течение определенного времени – редакция ЭПР), и чем больше он работает, тем нам выгоднее. А остальные блоки идут по приоритетам: четвертый, пятый, потом первый, второй, третий. Шестой блок у нас работает только в осенне-зимний период. Вот как раз тогда режим его работы базовый, но только с октября по май, то есть в отопительный сезон для надежного обеспечения города горячим водоснабжением и теплом. В ОЗП работают четвертый и пятый, производя, помимо электроэнергии, и тепло, а первый, второй, третий чаще всего в это время стоят в резерве.
— Означает ли это, что в летний период у вас в основном работает парогазовый блок?
— А вот и нет. Мы даже называем себя «станция наоборот». Энергорынок использует нас как резервную мощность в случае каких-то небалансов в энергосистеме. Но летом практически все блоки ПСУ станции востребованы. А на 4 и 5 блоках с июня по август коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) поднимается до 90-80 процентов.
— А в чем причина?
— Мы входим в московскую энергосистему, и сейчас остались в ней, по сути, единственной чистой ГРЭС. Каширская ГРЭС будет постепенно выводить старые блоки из эксплуатации – ее собственник Интер РАО приняла такое решение. Все остальные московские станции – это ТЭЦ. Эффективность их работы летом, когда потребность именно в электроэнергии, а не в тепловой энергии, невысока. Поэтому нас и грузят. Начинается в июне, когда идет рост потребления на кондиционирование. Последние три года: с 16- по 18 год было особенно заметно, что у нас июнь – июль состав блоков ПСУ высокий коэффициент. Не стал исключением и 19 год по высокому КИУМ 4 и 5-го паросиловых блоков.
— Сейчас идет госпрограмма модернизации старых электростанций, ее часто называют ДПМ-2.
— Мы подали два проекта на модернизацию оборудования блоков ПСУ по этой программе (она является аналогом первой программы ДПМ, но направлена на модернизацию старых – свыше 40 лет – тепловых генерирующих электрических мощностей с целью снижения операционных затрат и повышения топливной эффективности. Ресурс обновленных электростанций должен быть продлен на 15-20 лет. В течение инвестиционных контрактов компании 15 лет будут получать повышенные платежи за обновленную мощность с гарантированной ставкой доходности – редакция ЭПР)
В первую очередь мы хотели бы реализовать проект модернизация теплофикационного блока, повысив его надёжность. Мы хотим поменять турбину. С момента ее пуска в 1982 году она отработала уже около 240 тысяч часов, и в прошлом году мы произвели ее капитальный ремонт. Не в полном объеме работал теплофикационный отбор. Были определенные механические повреждения привода. Провели определенные восстановительные работы, и очень качественно.
— Тогда стоит ли ее менять?
— Дело в том, что сама турбина по своим характеристикам морально устарела, ведь она построена на технологиях более 40-летней давности. Сейчас технологии шагнули вперед, и у современных теплофикационных турбин Уральского турбинного завода и «Силовых машин» тот же КПД выше, ремонтопригодность лучше и другие характеристики. Поэтому мы определились, что старая турбина в этом блоке является слабым звеном, и мы ее поменяем.
— А второй проект?
— Второй проект – уже более серьезный, определяющий, с моей точки зрения, для нашего предприятия его дальнейшую нашу судьбу. Мы предлагаем замену первого, второго и третьего блока ПСУ на блок ПГУ. Сейчас их мощность 600 МВт – каждый блок по 200 мегаватт. Идея – обеспечить такую же мощность за счет компоновки двух газовых (ГТУ) и одной паровой турбины.
— Проект уже подан на конкурс?
— Нет, он в стадии проработки. Мы просчитываем это решение как стратегическое, для этого наняли московскую проектный институт Зарубежэнергопроект с большим опытом проектирования станций и за рубежом, и в России. Один вариант – использовать существующий главный корпус, где сейчас у нас находятся блоки с первого по третий. За счет этого оптимизировать и удешевить проект. Не строить новое, а использовать те же здания и сооружения, которые построены в 70-е годы, начинив их новым оборудованием.
— Вы говорили о капитальном ремонте теплофикационной турбины, означает ли, что ее отправляли в Питер?
— Нет. Мы делали все на месте, но при авторском техническом надзоре представителей завода-поставщика (ЛМЗ).Компания Юнипро в свое время приняла решение об обязательном шеф-надзоре пяти основных элементов энергоблоков на своих станциях – блочного трансформатора, генератора, турбины, котла, ну и обычно системы очистки отходящих газов. Так как Шатура работает на газу, последняя проблема не стоит. Вот если бы мы были угольной станцией, фильтры были бы для нас важны, а так в эти очистительные установки нам вкладываться просто нет необходимости. И еще одна особенность ШатГРЭС – мы практически не привлекаем сейчас для шеф-надзора производителя котлов.
— Вы имеете в виду таганрогский «Красный котельщик»? Почему они стали не нужны?
— В свое время наша компания уделила модернизации котлов достаточно времени, вложила немалые средства. Начали еще в ОГК-4, продолжили в E.ON, затем – Юнипро. В начале двадцатых вместе с «Котельщиком» провели диагностику, определила слабые места и вложилась в их устранение. Это касалось, например, поверхностного нагрева. После последней фазы оптимизации в 2013 году мы многого добились. Во-первых, удалось вернуться к проектным параметрам пара. То есть котел стал выдавать пар с давлением 130 килограммов на квадратный сантиметр (около 130 атмосфер) с температурой – 450 градусов. Стабилизировался и процесс горения в котле. Исчезли присосы воздуха. Мы обеспечили условия для устойчивой работы горелок, внедрив современные системы АСУ ТП корпораций Emerson и Allen-Bradley на 4 и 5 блоке. У обеих компаний хорошие специалисты, но они плохо разбирались в советских котельных горелках. Они говорили, что решить эту задачу могут, но как подойти к ее реализации, пока не знают, и просили наших технических подсказок. Тут нам пришлось немало потрудиться – не просто в содействии поставщику, но и проработке технических решений для соединения советских технологий с современными микропроцессорными мозгами, и этот процесс полностью ложиться на инженерно-технический персонал станции. А «под ключ» все уже монтировала питерская инжиниринговая компания. Так что котлы сооружения пусть большие и сложные, но там нет движущихся деталей, они очень надежные, и последние шесть лет никаких серьезных проблем не было, а с мелкими мы опять же сами справляемся.
— В этом смысле турбина намного более сложный элемент – она крутится со скоростью 3000 оборотов в минуту.
— Да, это так, и в некоторых случаях без ленинградских специалистов никак не обойтись, особенно когда дело касается капремонта. Но сначала, разумеется, мы вскрываем турбину и в зависимости от уровня дефектов принимаем решение. Так, в этом году при ремонте одной из турбин оказалось, что в ее цилиндре среднего давления повреждены две ступени, и мы отправили их на ЛМЗ в Питер. Понятно, что заводской ремонт более качественный, надежный и эффективный. Там ступени отремонтировали, отбалансировали, а мы уже здесь установили их на турбину, отцентровали и отбалансировали весь вал вместе с генератором. Тут есть и еще один важный момент. Когда мы приглашаем шеф-инженеров, мы убиваем даже не двух, а трех зайцев. Мы узнаем из первых уст о всех новинках, которые появляются на заводе. Второе – мы повышаем качество ремонта. И третье, не менее важное – соприкасаясь, общаясь со сторонним специалистом, который в силу, в том числе, своей узкопрофильности обладает существенно более высокой квалификацией, чем наши работники, наши инженеры повышают свой уровень.
— Означает ли это, что со временем по каким-то моментам вы прекратите обращаться, к примеру, в тот же ЛМЗ?
— Конечно, нет. Мы и дальше будем с ними сотрудничать. Но, обратите внимание, есть ремонты капитальные, а есть текущие и аварийные. Текущие и аварийные мы делаем собственными силами и только на капитальные мы привлекаем специализированную организацию. Отличие капитального и аварийного ремонтов очень большое: авариный требует оперативности, когда необходимо все сделать быстро и качественно. Поэтому ремонтникам требуется достаточно высокий уровень квалификации, приобретаемый, в том числе, и благодаря общению с представителями производителя оборудования.
— Какова «чисто» ваша часть работы – та, что не завязана на производителей?
— О, ее хватает, ведь помимо основного оборудование, есть еще и масса вспомогательного: питательные насосы турбин, пусковой маслонасос турбин, насосы смазки, уплотнения генератора и прочее – это все делается силами исключительно собственными силами. И это я говорю только о турбогенераторе. Понятно, что полно работы и на других узлах станции.
— Как собственный ремонтный персонал согласуется с политикой вашей, по сути, западной компании нацеленной все обслуживание отдавать на аутсорс?
— Действительно, Юнипро – часть E.ON - европейской корпорации. У нас два управления. Одно в Дюссельдорфе, другое в Москве. В этом ее отличие от тех энергокомпаний, которые чисто российские. Это, конечно, привносит в компанию свою ментальность. Мы на станции прекрасно это ощущаем. Управленческие решения немцев, они не всегда совпадают с российскими традиционными подходами. Но, с другой стороны, наши немецкие собственники нашли золотую середину и определенную часть вопросов доверяют нам. Они слушают, принимают решения, но компромиссно. Система технического обслуживания и ремонта оборудования европейская действительно кардинально отличается от российской. У них на станциях нет своих ремонтников, там только управленческий и эксплуатационный персонал. Все остальное делают подрядчики. Здесь сначала тоже пытались пойти по этому пути. Но потом наши собственники поняли, что эта система в России эффективно не работает – так как в Англии, Германии или Франции, где у компании есть свои предприятия. Так что последние три года мы возвращаемся если не к советской, то к некой компромиссной схеме, в любом случае возрождая свой ремонтный персонал. В свое время его «оптимизировали». Посчитали, что он не нужен, и все будут делать все подрядчики. Но вовремя одумались.
— Означает это возрождение и своего конструкторского отдела или бюро?
— Это означает возрождение прослойки технологического персонала, который под службой главного инженера, а технологи подчиняются замглавного инженера по ремонту. Создавать какой-то специальный отдел не планируем. Поэтому все больше и больше работ проводим своими силами, меньше привлекая подрядные организации. Так всю релейную часть мы уже обслуживаем собственными силами. Мы купили диагностический инструмент, обучили людей, потратив на это два года. До этого работал подрядчики GE. Мы готовимся к тому, что период ДПМ закончится, а сервисный контроль очень не дешевый. К тому же свой персонал позволяет все делать гораздо оперативнее и быстрее.
— Сергей Николаевич, наверняка в этой возрождающейся «прослойке» появляются инновационные идеи и, как теперь говорят, «практики», которые могут внедряться на станции и тиражироваться, если не во всей электроэнергетике страны, то, по крайней мере, в Юнипро.
— Есть такие идеи, и идет их реализация. Так мы стали первыми в компании, кто начал активно внедрять замену фарфоровой опорно-стержневой изоляции на полимерную. И мы не просто что разовое что сделали, а массово внедрили.
— Это западный опыт?
— Разве что частично. Дело в том, что советские разъединители на распределительных устройствах – фарфоровые. Подошел срок окончания их эксплуатации, и три года назад у нас начались проблемы. Появились механические повреждения, пошли отказы оборудования – то есть повысились аварийность и риск для персонала, когда они производят переключения, Мы изучили этот рынок, и стало понятно, что можно пойти двумя путями. Сейчас по-прежнему производят на рынке те же фарфоровые изоляторы, по той же технологии, что и раньше, и они дешевле полимерных. Но мы выбрали полимерные. Да, они дороже, но, во-первых, выигрыш в качестве, с другой стороны, облегчаются монтажно-ремонтные работы. Причем облегчаются и в прямом смысле этого слова – они в шесть раз легче фарфоровых. Фарфоровую изоляцию надо постоянно очищать, а полимерные грязи не боятся. И мы первыми в компании пошли на это массово. Сейчас другая станция Юнипро – Яйвинсая ГРЭС, это в Пермском крае, перенимая наш опыт, также начинает у себя массово внедрять полимерные изоляторы.
— Не было ли при этом особых проблем с совмещением советских и зарубежных технологий, как в случае с внедрением котельного АСУ ТП.
— Все это решаемые вопросы, причем на уровне возможностей наших технологов. Не входя в детали, скажу, что главную задачу – креплении изоляторов к фундаменту, к опорной раме – мы решили.
— Проходило сообщение, что в блоке ПГУ на газовой турбине вы в прошлом году повысили мощность боле чем на шесть с половиной мегаватт. Это тоже происходило под шеф-надзором General Electric?
— Это был совместный проект Юнипро, нашей станции и GE. Инициатива была наша, и с ней мы обратились к производителю. Там такая история. В прошлом году у нас была капитальная инспекция – капитальный ремонт блока в полном объеме. С 2010 года, с момента запуска ПГУ, прошло 8 лет. Оценив, в каком техническом состоянии «старая» газовая турбина, было принято решение купить со вторичного рынка в Европе аналогичную. Купили ГТУ в Европе в прекрасном состоянии, гораздо лучше той, что работала у нас до этого. практически полностью ее заменив. Попутно родилась идея повысить ее мощность. Сначала она родилась как коммерческая мысль, потом была воплощена технически. Если говорить о конкретных персонах, то принадлежала идея заместителю главного инженера по эксплуатации ПГУ Торбину Якову Валерьевичу и его подчиненным. Посыл инженеров был принят руководством станции и компании. Обратились к производителю для оценки возможности апгрейда, и в GE также посчитали его реализуемым. Мы запустили этот процесс.
— То есть ни в General Electric, ни в Юнипро не испугались за возможные негативные последствия?
— Ну, во-первых, все было технически тщательно проанализировано, во-вторых, это была наша инициатива и наша турбина, потом для производителя это новая референция и положительные отзывы. Что же касается нашей компании, то вы же сами понимаете, что такое установленная мощность. Ты один раз проинвестировал, а потом весь жизненный цикл установки идет приличный бонус в 6,6 МВТ, причем без дополнительного сжигания топлива. А эти мегаватты –совсем не мало: город Шатура, а это 40 тысяч жителей, в полном объеме потребляет немногим более одного мегаватта, два – максимум, правда, здесь нет серьезных промышленных предприятий.
— В чем собственно техническая идея?
— Когда блок ПГУ вводили в 2010 году, его мощность составляла 393,4 МВт, теперь ровно 400 МВт, а общая установленная мощность ШатГРЭС» равна теперь 1500 МВ.. Опять же не вдаваясь в детали, скажу, что произошло это благодаря нашим инженерам, которые провели модернизацию компрессора газовой турбины. Но этого мало: для перемаркировки на новую мощность, необходимо было пройти сертификацию у Системного оператора, для этого организовать и провести эти испытания и получить положительный отчет этих испытаний. Испытания мы вместе с GE проводили в столичном Всероссийском теплотехническом институте, авторитетной в мировом масштабе организации. Их специалисты участвовали в разработке программы, расчетах, испытаниях. Это была большая и интересная совместная работа, после которой мы прошли зачет у Системного оператора. Кстати, по похоже пути пошли наши коллеги из Сургутской ГРЭС-2 перемаркировав энергоблок ПГУ-400 МВт, мощность которого выросла почти на 10 МВт. Они тоже поработали с компрессором газотурбинной установки GE, заменив в нем ряд лопаток, а в генераторе – газовые барьеры.
— Какие еще нововведения вы считает значительными как с коммерческой, так и технической стороны дела?
— Давайте так, логика такова, что любые новшества ведут к повышению рентабельности. Мы начали активно внедрять частотно-регулируемый привод (ЧРП) в электродвигателях насосов. Потому что эффект очевиден: во-первых, с использованием ЧРП экономится как минимум 30% электроэнергии. Второе – вы бережете технику, ведь 80% электрооборудования повреждается именно при пуске. При прямом пуске подается ток в 5-6 раз выше, чем при использовании ЧРП, и он буквально разрывает обмотки, инженеры называют это «режимом-убийцей».
— Это как трубы теплоснабжения до сих пор продолжают проверять повышенным давлением.
— Та же гидравлика. ЧРП же позволяет делать плавный пуск. У вас идет щадящий режим. И второй эффект – это регулирование. Насос всегда работает с высоким КПД при низком потреблении энергии. Мы покупаем готовые ЧРП на Чебоксарском электроаппаратном заводе и адаптируем под нас. В Чебоксарах есть такой серьезный комплекс – и завод, и проектная организация – по системам релейной защите и автоматике и управлению. Они помогают нам соединить с одной стороны старое – ведь двигатели остаются советские, а с другой стороны новое. Соединять, казалось бы, иногда не соединяемое помогает квалификация собственного персонала, его знания, а зачастую и смекалка. Все решается на уровне инженеров, ведущих специалистов. У нас сейчас коллектив – это смесь старой школы и новой. Немалую роль играет молодежь, которая быстро разбирается в новой технике, особенно в электрооборудовании, ведь в наше время многое определяет микропроцессорная техника. Это совсем другое мышление, совсем другие навыки, зачастую недоступные старшему поколению диагностиков-прибористов. Основные инструменты у инженера контрольно-измерительных приборов и автоматики в 20 веке - отвертка и тестер. А сейчас чемоданчик с компьютером, и диагностика идет совсем по-другому. Молодежь проще и быстрее адаптируется к новому. Но она, откровенно говоря, намного хуже знает сами технологии, теорию электричества и есть проблемы с практическими навыками, по сравнению со старшим поколением специалистов. А вот когда стыкуется старый опыт с молодёжью, этот симбиоз дает свой эффект. Поэтому сейчас микропроцессорную технику мы внедряем более активно.
— А могли бы вы назвать главных ваших инноваторов?
— У нас немало инициативных людей, выступающих с предложениями. Но, скажем так, локомотивом модернизации я назвал бы без всякой лести наше руководство. Директор станции Бакурин Сергей Федорович с 2010 до своего назначения директором в 2013 году проработал на станции главным инженером и прекрасно знает станцию. Безусловным новатором является нынешний главный инженер Овчинников Сергей Борисович. Он активный сторонник внедрения новой техники, не консерватор. Когда руководители не боится рисковать, инновационный задор накладывается и на весь коллектив. Потому, что внедрение новой техники – это всегда определенный риск. Поэтому и персонал станции, не боясь, выходит с инициативой внедрения новой техники, и для активистов у нас придумана система поощрений. И второе, раз мы, все работники станции, понимаем, что с отработавшим свой ресурс что-то обязательно надо делать, то тут дело включается коллективная мысль.
Справка
Шатурская ГРЭС – владелец ПАО «Юнипро» (E.ON), штаб-квартира в Дюссельдорфе, в России – в Москве. Установленная мощность станции 1 499,6 МВт и 350,5 Гкал/ч.
ПСУ – 6 блоков: 5 – конденсационных: три блока одного типа по 200 МВт электрических, два – другого (по 210 МВт эл) и один – теплофикационный (80 МВт эл.). Котлы – таганрогского завода «Красный котельщик)Одна парогазовая установка одновального типа GE (400 МВт, газовая турбина PG9351FA – 270 МВт и паровая D10 – 130 МВт), котел-утилизатор – CMI Group, средний КПД около 53%. Трансформаторы Тольяттинского и Запорожского трансформаторных заводов.

История
Идея строительства Шатурской ГРЭС возникла ещё до Октябрьской революции, так как здесь открыли богатые залежи торфа и существовала естественная система водоснабжения. Еще в 1914-м году экспедиция под руководством русского ученого-электроэнергетика Роберта Классона обнаружила на Шатурских болотах огромные запасы торфа. В мае 1919 года был начат первый торфяной сезон. Торфяная корзина являлась единственным инвентарем, с помощью которого шатурские торфяницы убирали торф в штабеля. Намного позже появились специальные уборочные машины. Организатором торфоразработок был Иван Иванович Радченко, энергетик, революционер со стажем. Он был назначен на должность начальника «Главторфа». Весной 1919 года Советским правительством было организовано управление «Шатурстрой», начальником которого назначили Александра Васильевича Винтера – известного советского ученого, инженера-электрика, академика РАН.

Одновременно началось строительств «Малой Шатуры» - опытной электростанции мощностью 5 МВт. Попутно развивалась инфраструктура города – строились складские помещения, подсобные мастерские, прокладывались железнодорожные пути. Строился рабочий поселок, столовая, школа, больница и другие бытовые службы. Для стройки проводилась линия электропередачи от Орехово-Зуевской электростанции. Работы велись с необычайным подъемом. На месте будущего рабочего городка валили лес, разбивали кварталы и улицы, производили закладку первых капитальных строений. Пуск временной электростанции состоялся 25 июля 1920 года - то есть за полгода до 22 декабря 1920 года, когда в Большом театре Глеб Кржижановский представил план электрификации Советской России VIII Всероссийскому съезду Советов рабочих, крестьянских, красноармейских и казачьих депутатов. На него приехал председатель ВЦИК Михаил Калинин. Лучшим строителям вручили по бронзовой медали, отчеканенной по решению ВСНХ РСФСР -одной из первых трудовых медалей Советской республики. «Малая Шатура» стала опытной электростанцией для определения рационального способа сжигания торфа и служила базой электроснабжения Шатурских торфоразработок. От исхода эксперимента зависело строительство «Большой Шатуры». Решался вопрос использования богатых торфяных запасов страны. Временная электростанция продолжала существовать до 1926 года, работая зимой в часы максимальных нагрузок.
В 1923 начинается строительство основной электростанции («Большая Шатура»). На основе экспериментов по сжиганию торфа на опытной электростанции приняли решение использовать топки с цепными решетками Макарьева. Шатурская ГРЭС - одна из первых электростанций, построенных по плану ГОЭЛРО (строительство велось 600 дней, первая очередь состояла из трех турбоагрегатов самых передовых для того времени по 16 МВт с 3000 оборотов в минуту). Многие заграничные фирмы отказались от изготовления котлов для торфа, считая такую задачу невыполнимой. В итоге котлы для новой станции заказали в Чехии, генераторы изготовила немецкая «Сименс-Шуккерт», силовые трансформаторы и другое электротехническое оборудование – английская «Метро-Виккерс». Первые 6 котлов и две турбины «Большой Шатуры» ввели в работу 6 декабря 1925 года, третий агрегат – в 1927 года, впоследствии построены еще 3 агрегата мощностью по 44 МВт. Монтаж оборудования велся с участием и под надзором специалистов изготовителей оборудования «Метро-Виккерс», «Броун-Бовери», «Кох-Штерцель», «Сименс-Шуккерт», «АЕG» и других. В 30-е годы Шатурская ГРЭС мощностью 180 МВт была самой крупной электростанцией на торфе в мире. В 1939 году Указом Президиума Верховного Совета СССР за улучшение технико-экономических показателей и внедрение новой техники коллектив Шатурской ГРЭС был награжден Орденом Ленина. Оборудование 30-х годов было демонтировано в середине 1960 годов.
В годы Великой Отечественной войны ряд электростанций Московской области был демонтирован, но Шатурская ГРЭС продолжала работать круглые сутки на полную мощность, снабжая электроэнергией Москву и Московскую область, приводя в движение тысячи станков, изготовляющих оружие для борьбы с захватчиками. В механических мастерских Шатурской ГРЭС с 1941 по 1945 годы изготавливались корпуса мин и снарядов, детали для миномета «Катюша», пистолет-пулемет Шпагина и другое военное снаряжение. Шатурские торфяники бесперебойно обеспечивали топливом Шатурскую ГРЭС. На электростанции демонтировали для отправки на восток страны часть оборудования – четыре котла и две турбины. Более сотни квалифицированных энергетиков ушли на фронт. Их места заняли женщины и подростки. В 1945 году за большой вклад, внесенный коллективом Шатурской ГРЭС в дело разгрома врага, электростанция была награждена Орденом Трудового Красного Знамени.

В первые послевоенные годы усилия коллектива электростанции были постоянно направлены на внедрение новой техники, механизацию и автоматизацию трудоемких процессов, на улучшение технико-экономических показателей. С 1947 года топки котлов электростанции вновь реконструировались. Шатурские энергетики впервые в мире стали сжигать торф в пылевидном состоянии и добились большого успеха.

С 1947 по 1967 годы на Шатурской ГРЭС была смонтирована система гидродинамического регулирования турбин. Все котлы 2 и 3 котельной были оборудованы автоматикой горения, смонтированы щиты управления котлами. В декабре 1965 года Совет министров СССР принял решение о расширении Шатурской ГРЭС. Мощность станции должна была увеличиться с 132 до 730 МВт. Именно тогда началось строительство нового современного энергетического комплекса, работающего на торфе. Планировалось смонтировать три энергоблока по 200 МВт. Шатурская ГРЭС стала вновь самой мощной торфяной электростанцией в мире. В 1971-72 годах были построены три энергоблока по 200 МВт каждый для работы на торфе, в середине 70-х годов еще два мазутных блока мощностью по 210 МВт, в 1982 года теплофикационный блок на 80 МВт.

С 1985 года на ГРЭС развернулись работы по газификации, которые к 1990 году были завершены. ШГРЭС стала практически «всеядной», способной работать не только на газе, но и на угле, мазуте и торфе. Установленной мощностью 1100 МВт и тепловой мощностью 344,5 Гкал.
В 2006 году Шатурская ГРЭС, вместе с четырьмя другими ГРЭС России, вошла в состав «Четвертой генерирующей компании оптового рынка электроэнергии», став ее производственным филиалом. В 2007 году контрольный пакет акций компании. был приобретен международным энергетическим концерном E.ON (в июне 2016 года было переименовано в ПАО «Юнипро»).. Во 2-м квартале 2008 года в рамках инвестиционной программы E.ON Россия началось строительство нового энергоблока – парогазовой установки мощностью 400 МВт. ПГУ-400 Шатурской ГРЭС стал первым в России одновальным энергоблоком с самой мощной на то время серийной газовой турбиной класса F. ПГУ Шатурской ГРЭС имеет КПД свыше, что более чем на треть превышает показатели работающих в российской тепловой генерации паросиловых энергоблоков. Благодаря своей экологичности, проект ПГУ-400 Шатурской ГРЭС стал первым российским проектом, получившим одобрение ООН в рамках механизмов Киотского протокола. 26 ноября 2010 года состоялось торжественное мероприятие пуска ПГУ – 400 на Шатурской ГРЭС. Установленная мощность составляла 393,4 МВт. Это событие ознаменовало следующую страницу в истории социально-экономического развития Шатурского района. А уже в первом квартале 2019 года благодаря проведенной модернизации компрессора газовой турбины ПГУ мощность увеличилась на 6,6 МВт и на данный момент составляет 400 МВт, в итоге общая мощность филиала «Шатурская ГРЭС» ПАО «Юнипро» составила 1500 МВт.

1 сентября 2017 года в Шатурском лицее при поддержке станции торжественно открыт энергетический класс. Он создан в рамках социального проекта компании «Карьера начинается в школе». В программу обучения старшеклассников включены дополнительные уроки по физике, математике, информатике, английскому языку, а также классные часы по инженерно-энергетическим специальностям, процессу производства электроэнергии. Помимо энергокласса в лицее, налажено взаимодействие с Шатурским энергетическим техникумом. многие выпускники которого работают сейчас на станции.

Беседовал Ирик Имамутдинов
Фото предоставлены администрацией Шатурской ГРЭС
Информационный проект "Энциклопедия промышленности России"
innovation@energy.spb.ru
+7 (812) 331-96-20 доп. 211

Энциклопедия промышленности России

Made on
Tilda