13.12.2010
  Президент России Дмитрий Медведев на заседании Совета безопасности страны 13 декабря поручил правительству разработать доктрину энергетической безопасности . Об этом сообщает РИА Новости
  ........................................
  Президент отметил, что сейчас в России на электростанциях неоправданно часто используется газ. "Мы все еще неоправданно тратим наши газовые запасы, переводя на "голубое топливо" даже те ТЭЦ и котельные, где можно было бы эффективно использовать уголь", - цитирует слова президента "Интерфакс" .   Имеются такие конструктивные решения, на основе которых можно модернизировать существующие и строить новые тепловые электростанции, обеспечивая при этом снижение стоимости производства электроэнергии и уменьшение вредных выбросов в окружающую среду

РИЧАРД Э. БОЛЗХАЙЗЕР, КУРТ Э. ИГЕР
  "В мире науки" (Scientific American) №11 1987

В1879 г., когда Томас Алва Эдисон изобрел лампу накаливания, началась эра электрификации. Для производства больших количеств электроэнергии требовалось дешевое и легкодоступное топливо. Этим требованиям удовлетворял каменный уголь, и первые электростанции (построенные в конце XIX в. самим Эдисоном) работали на угле. По мере того как в стране строилось все больше и больше станций, зависимость от угля возрастала. Начиная с первой мировой войны примерно половина ежегодного производства электроэнергии в США приходилась на тепловые электростанции, работающие на каменном угле. В 1986 г. общая установленная мощность таких электростанций составила 289000 МВт, и они потребляли 75% всего количества (900 млн. т) добываемого в стране угля. Учитывая существующие неопределенности в отношении перспектив развития ядерной энергетики и роста добычи нефти и природного газа, можно предположить, что к концу века тепловые станции на угольном топливе будут производить до 70% всей вырабатываемой в стране электроэнергии.
  Однако, несмотря на то что уголь долгое время был и еще многие годы будет основным источником получения электроэнергии (в США на его долю приходится около 80% запасов всех видов природных топлив), он никогда не был оптимальным топливом для электростанций. Удельное содержание энергии на единицу веса (т. е. теплотворная способность) у угля ниже, чем у нефти или природного газа. Его труднее транспортировать, и, кроме того, сжигание угля вызывает целый ряд нежелательных экологических последствий, в частности выпадение кислотных дождей. С конца 60-х годов привлекательность тепловых станций на угле резко пошла на убыль в связи с ужесточением требований к загрязнению среды газообразными и твердыми выбросами в виде золы и шлаков. Расходы на решение этих экологических проблем наряду с возрастающей стоимостью строительства таких сложных объектов, какими являются тепловые электростанции, сделали менее благоприятными перспективы их развития с чисто экономической точки зрения.
  Однако, если изменить технологическую базу тепловых станций на угольном топливе, их былая привлекательность может возродиться. Некоторые из этих изменений носят эволюционный характер и нацелены главным образом на увеличение мощности существующих установок. Вместе с тем разрабатываются совершенно новые процессы безотходного сжигания угля, т. е. с минимальным ущербом для окружающей среды. Внедрение новых технологических процессов направлено на то, чтобы будущие тепловые электростанции на угольном топливе поддавались эффективному контролю на степень загрязнения ими окружающей среды, обладали гибкостью с точки зрения возможности использования различных видов угля и не требовали больших сроков строительства.

Для того чтобы оценить значение достижений в технологии сжигания угля, рассмотрим кратко работу обычной тепловой электростанции на угольном топливе. Уголь сжигается в топке парового котла, представляющего собой огромную камеру с трубами внутри, в которых вода превращается в пар. Перед подачей в топку уголь измельчается в пыль, за счет чего достигается почти такая же полнота сгорания, как и при сжигании горючих газов. Крупный паровой котел потребляет ежечасно в среднем 500 т пылевидного угля и генерирует 2,9 млн. кг пара, что достаточно для производства 1 млн. квт-ч электрической энергии. За то же время котел выбрасывает в атмосферу около 100000 м3 газов.
  Генерированный пар проходит через пароперегреватель, где его темпе¬ратура и давление увеличиваются, и затем поступает в турбину высокого давления. Механическая энергия вращения турбины преобразуется электрогенератором в электрическую энергию. Для того чтобы получить более высокий кпд преобразования энергии, пар из турбины обычно возвращается в котел для вторичного перегрева и затем приводит в движение одну или две турбины низкого давления и только после этого конденсируется путем охлаждения; конденсат возвращается в цикл котла.
  Оборудование тепловой электростанции включает механизмы топливоподачи, котлы, турбины, генераторы, а также сложные системы охлаждения, очистки дымовых газов и удаления золы. Все эти основные и вспомогательные системы рассчитываются так, чтобы работать с высокой надежностью в течение 40 или более лет при нагрузках, которые могут меняться от 20% установленной мощности станции до максимальной. Капитальные затраты на оборудование типичной тепловой электростанции мощностью 1000 МВт, как правило, превышают 1 млрд. долл.

Эффективность, с которой тепло, освобожденное при сжигании угля, может быть превращено в электричество, до 1900 г. составляла лишь 5%, но к 1967 г. достигла 40%. Другими словами, за период около 70 лет удельное потребление угля на единицу производимой электрической энергии сократилось в восемь раз. Соответственно происходило и снижение стоимости 1 кВт установленной мощности тепловых электростанций: если в 1920 г. она составляла 350 долл. (в ценах 1967 г.), то в 1967 г. снизилась до 130 долл. Цена отпускаемой электроэнергии также упала за тот же период с 25 центов до 2 центов за 1 кВт-чае.
  Однако начиная с 60-х годов темпы прогресса стали падать. Эта тенденция, по-видимому, объясняется тем, что традиционные тепловые электростанции достигли предела своего совершенства, определяемого законами термодинамики и свойствами материалов, из которых изготавливаются котлы и турбины. С начала 70-х годов эти технические факторы усугубились новыми экономическими и организационными причинами. В частности, резко возросли капитальные затраты, темпы роста спроса на электроэнергию замедлились, ужесточились требования к защите окружающей среды от вредных выбросов и удлинились сроки реализации проектов строительства электростанций. В результате стоимость производства электроэнергии из угля, имевшая многолетнюю тенденцию к снижению, резко возросла. Действительно, 1 кВт электроэнергии, производимой новыми тепловыми электростанциями, стоит теперь больше, чем в 1920 г. (в сопоставимых ценах).

  ДЕМОНСТРАЦИОННАЯ СТАНЦИЯ "Cool Water" фирмы Southern California Edison ежедневно перерабатывает 1000 т каменного угля, получая сгорающий без отходов газ.
  Продукты сгорания приводят во вращение газовую турбину электрогенератора. Отработанное тепло выхлопных газов используется для производства водяного пара, который вращает паровую турбину другого электрогенератора.
  На фотографии видны два угольных бункера (в центре). Справа от них газификационная установка, система охлаждения газов и электрогенерирующее оборудование.

В последние 20 лет на стоимость тепловых электростанций на угольном топливе наибольшее влияние оказывали ужесточившиеся требования к удалению газообразных,
  жидких и твердых отходов. На системы газоочистки и золоудаления современных тепловых электростанций теперь приходится 40% капитальных затрат и 35% эксплуатационных расходов. С технической и экономической точек зрения наиболее значительным элементом системы контроля выбросов является установка для де-сульфуризации дымовых газов, часто называемая системой мокрого (скрубберного) пылеулавливания. Мокрый пылеуловитель (скруббер) задерживает окислы серы, являющиеся основным загрязняющим веществом, образующимся при сгорании угля.
  Идея мокрого пылеулавливания проста, но на практике оказывается трудно осуществимой и дорогостоящей. Щелочное вещество, обычно известь или известняк, смешивается с водой, и раствор распыляется в потоке дымовых газов. Содержащиеся в дымовых газах окислы серы абсорбируются частицами щелочи и выпадают из раствора в виде инертного сульфита или сульфата кальция (гипса). Гипс может быть легко удален или, если он достаточно чист, может найти сбыт как строительный материал. В более сложных и дорогих скрубберных системах гипсовый осадок может превращаться в серную кислоту или элементарную серу - более ценные химические продукты. С 1978 г. установка скрубберов является обязательной на всех строящихся тепловых электростанциях на пылеугольном топливе. В результате этого в энерге¬тической промышленности США сейчас больше скрубберных установок, чем во всем остальном мире.
  Стоимость скрубберной системы на новых станциях обычно составляет 150-200 долл. на 1 кВт установленной мощности. Установка скрубберов на действующих станциях, первоначально спроектированных без мокрой газоочистки, обходится на 10-40% дороже, чем на новых станциях. Эксплуатационные расходы на скрубберы довольно высоки независимо от того, установлены они на старых или новых станциях. В скрубберах образуется огромное количество гипсового шлама, который необходимо выдерживать в отстойных прудах или удалять в отвалы, что создает новую экологическую проблему. Например, тепловая электростанция мощностью 1000 МВт, работающая на каменном угле, содержащем 3% серы, производит в год столько шлама, что им можно покрыть площадь в 1 км2 слоем толщиной около 1 м.
  Кроме того, системы мокрой газоочистки потребляют много воды (на станции мощностью 1000 МВт расход воды составляет около 3800 л/мин), а их оборудование и трубопроводы часто подвержены засорению и коррозии. Эти факторы увеличивают эксплуатационные расходы и снижают общую надежность систем. Наконец, в скрубберных системах расходуется от 3 до 8% вырабатываемой станцией энергии на привод насосов и дымососов и на подогрев дымовых газов после газоочистки, что необходимо для предотвращения конденсации и коррозии в дымовых трубах.
  Широкое распространение скрубберов в американской энергетике не было ни простым, ни дешевым. Первые скрубберные установки были значительно менее надежными, чем остальное оборудование станций, поэтому компоненты скрубберных систем проектировались с большим запасом прочности и надежности. Некоторые из трудностей, связанные с установкой и эксплуатацией скрубберов, могут быть объяснены тем фак том, что промышленное применение технологии скрубберной очистки было начато преждевременно. Только теперь, после 25-летнего опыта, надежность скрубберных систем достигла приемлемого уровня.
  Стоимость тепловых станций на угольном топливе возросла не только из-за обязательного наличия систем контроля выбросов, но также и потому, что стоимость строительства сама по себе резко подскочила вверх. Даже с учетом инфляции удельная стоимость установленной мощности тепловых станций на угольном топливе сейчас в три раза выше, чем в 1970 г. За прошедшие 15 лет «эффект масштаба», т. е. выгода от строительства крупных электростанций, был сведен на нет значительным удорожанием строительства. Частично это удорожание отражает высокую стоимость финансирования долгосрочных объектов капитального строительства.
  Какое влияние имеет задержка реализации проекта, можно видеть на примере японских энергетических компаний. Японские фирмы обычно более расторопны, чем их американские коллеги, в решении организационно-технических и финансовых проблем, которые часто задерживают ввод в эксплуатацию крупных строительных объектов. В Японии электростанция может быть построена и пущена в действие за 30-40 месяцев, тогда как в США для станции такой же мощности обычно требуется 50-60 месяцев. При таких больших сроках реализации проектов стоимость новой строящейся станции (и, следовательно, стоимость замороженного капитала) оказывается сравнимой с основным капиталом многих энергетических компаний США.
  Поэтому энергетические компании ищут пути снижения стоимости строительства новых электрогенерирующих установок, в частности применяя модульные установки меньшей мощности, которые можно быстро транспортировать и устанавливать на существующей станции для удовлетворения растущей потребности. Такие установки могут быть пущены в эксплуатацию в более короткие сроки и поэтому окупаются быстрее, даже если коэффициент окупаемости капиталовложений остается постоянным. Установка новых модулей только в тех случаях, когда требуется увеличение мощности системы, может дать чистую экономию до 200 долл. на 1 кВт, несмотря на то что при применении маломощных установок теряются выгоды от «эффекта масштаба».
  В качестве альтернативы строительству новых электрогенерирующих объектов энергетические компании также практиковали реконструкцию действующих старых электростанций для улучшения их рабочих характеристик и продления срока службы. Эта стратегия, естественно, требует меньших капитальных затрат, чем строительство новых станций. Такая тенденция оправдывает себя и потому, что электростанции, построенные около 30 лет назад, еще не устарели морально. В некоторых случаях они работают даже с более высоким кпд, так как не оснащены скрубберами. Старые электростанции приобретают все больший удельный вес в энергетике страны. В 1970 г. только 20 электрогенерирующих объектов в США имели возраст более 30 лет. К концу века 30 лет будет средним воз¬растом тепловых электростанций на угольном топливе.
  Энергетические компании также ищут пути снижения эксплуатационных расходов на станциях. Для предотвращения потерь энергии необходимо обеспечить своевременное предупреждение об ухудшении рабочих характеристик наиболее важных участков объекта. Поэтому непрерывное наблюдение за состоянием узлов и систем становится важной составной частью эксплуатационной службы. Такой непрерывный контроль естественных процессов износа, коррозии и эрозии позволяет операторам станции принять своевременные меры и предупредить аварийный выход из строя энергетических установок. Значимость таких мер может быть правильно оценена, если учесть, например, что вынужденный простой станции на угольном топливе мощностью 1000 МВт может принести энергетической компании убытки в 1 млн. долл. в день, главным образом потому, что невыработанная энергия должна быть компенсирована путем энергоснабжения из более дорогих источников.
  Рост удельных расходов на транспортировку и обработку угля и на шлакоудаление сделал важным фактором и качество угля (определяемое содержанием влаги, серы и других минералов), определяющее рабочие характеристики и экономику тепловых электростанций. Хотя низкосортный уголь может стоить дешевле высокосортного, его расход на производство того же количества электрической энергии значительно больше. Затраты на перевозку большего объема низкосортного угля могут перекрыть выгоду, обусловленную его более низкой ценой. Кроме того, низкосортный уголь дает обычно больше отходов, чем высокосортный, и, следовательно, необходимы большие затраты на шлакоудаление. Наконец, состав низкосортных углей подвержен большим колебаниям, что затрудняет «настройку» топливной системы станции на работу с максимально возможным кпд; в этом случае система должна быть отрегулирована так, чтобы она могла работать на угле наихудшего ожидаемого качества.
  На действующих электростанциях качество угля может быть улучшено или по крайней мере стабилизировано путем удаления перед сжиганием некоторых примесей, например серосодержащих минералов. В очистных установках измельченный «грязный» уголь отделяется от примесей многими способами, использующими различия в удельном весе или других физических характеристиках угля и примесей.
  Несмотря на указанные мероприятия по улучшению рабочих характеристик действующих тепловых электростанций на угольном топливе, в США к концу столетия нужно будет ввести в строй дополнительно 150000 МВт энергетических мощностей, если спрос на электроэнергию будет расти с ожидаемым темпом 2,3% в год. Для сохранения конкурентоспособности угля на постоянно расширяющемся энергетическом рынке энергетическим компаниям придется принять на вооружение новые прогрессивные способы сжигания угля, которые являются более эффективными, чем традиционные, в трех ключевых аспектах: меньшее загрязнение окружающей среды, сокращение сроков строительства электростанций и улучшение их рабочих и эксплуатационных характеристик.

  СЖИГАНИЕ УГЛЯ В ПСЕВДООЖИЖЕННОМ СЛОЕ уменьшает потребность во вспомогательных установках по очистке выбросов электростанции.
  Псевдоожиженныи слой смеси угля и известняка создается в топке котла воздушным потоком, в котором твердые частицы перемешиваются и находятся во взвешенном состоянии, т. е. ведут себя так же, как в кипящей жидкости.
  Турбулентное перемешивание обеспечивает полноту сгорания угля; при этом частицы известняка реагируют с окислами серы и улавливают около 90% этих окислов. Поскольку нагревательные грубы котла непосредственно касаются кипящего слоя топлива, генерация пара происходит с большей эффективностью, чем в обычных паровых котлах, работающих на измельченном угле.
  Кроме того, температура горящего угля в кипящем слое ниже, что предотвращает плавление котельного шлака и уменьшает образование окислов азота.

  ГАЗИФИКАЦИЯ УГЛЯ может быть осуществлена нагреванием смеси угля и воды в атмосфере кислорода. Продуктом процесса является газ, состоящий в основном из окиси углерода и водорода. После того как газ будет охлажден, очищен от твердых частиц и освобожден от серы, его можно использовать как топливо для газовых турбин, а затем для производства водяного пара для паровой турбины (комбинированный цикл).
  Станция с комбинированным циклом выбрасывает в атмосферу меньше загрязняющих веществ, чем обычная тепловая станция на угле.

В настоящее время разрабатывается более десятка способов сжигания угля с повышенным кпд и меньшим ущербом для окружающей среды. Наиболее перспективными среди них являются сжигание в псевдоожиженном слое и газификация угля. Сжигание по первому способу производится в топке парового котла, которая устроена так, что измельченный уголь в смеси с частицами известняка поддерживается над решеткой топки во взвешенном («псевдо-ожиженном») состоянии мощным восходящим потоком воздуха.
  Взвешенные частицы ведут себя в сущности так же, как и в кипящей жидкости, т. е. находятся в турбулентном движении, что обеспечивает высокую эффективность процесса горения. Водяные трубы такого котла находятся в непосредственном контакте с «кипящим слоем» горящего топлива, в результате чего большая доля тепла передается теплопроводностью, что значительно более эффективно, чем радиационный и конвективный перенос тепла в обычном паровом котле.
  Котел с топкой, где уголь сжигается в псевдоожиженном слое, имеет большую площадь теплопередающих поверхностей труб, чем обычный котел, работающий на измельченном в пыль угле, что позволяет снизить температуру в топке и тем самым уменьшить образование окислов азота. (Если температура в обычном котле может быть выше 1650 °С, то в котле с сжиганием в псевдоожиженном слое она находится в пределах 780-870 °С.) Более того, известняк, примешанный к углю, связывает 90 или более процентов серы, освободившейся из угля при горении, так как более низкая рабочая температура способствует прохождению реакции между серой и известняком с образованием сульфита или сульфата кальция. Таким образом вредные для окружающей среды вещества, образующиеся при сжигании угля, нейтрализуются на месте образования, т. е. в топке.
  Кроме того, котел с сжиганием в псевдоожиженном слое по своему устройству и принципу работы менее чувствителен к колебаниям качества угля. В топке обычного котла, работающего на пылевидном угле, образуется огромное количество расплавленного шлака, который часто забивает теплопередающие поверхности и тем самым снижает кпд и надежность котла. В котле с сжиганием в псевдоожиженном слое уголь сгорает при температуре ниже точки плавления шлака и поэтому проблема засорения поверхностей нагрева шлаком даже не возникает. Такие котлы могут работать на угле более низкого качества, что в некоторых случаях позволяет существенно снизить эксплуатационные расходы.
  Способ сжигания в псевдоожиженном слое легко реализуется в котлах модульной конструкции с небольшой паропроизводительностью. По некоторым оценкам капиталовложения на тепловую электростанцию с компактными котлами, работающими по принципу псевдоожиженного слоя, могут быть на 10-20% ниже капиталовложений на тепловую станцию традиционного типа такой же мощности. Экономия достигается за счет сокращения времени строительства. Кроме того, мощность такой станции можно легко нарастить при увеличении электрической нагрузки, что важно для тех случаев, когда ее рост в будущем заранее неизвестен. Упрощается и проблема планирования, так как такие компактные установки можно быстро смонтировать, как только возникнет необходимость увеличения выработки электроэнергии.
  Котлы со сжиганием в псевдоожиженном слое могут также включаться в схему существующих электростанций, когда необходимо быстро увеличить генерируемую мощность. Например, энергетическая компания Northern States Power переделала один из пылеугольных котлов на станции в шт. Миннесота в котел с псевдоожиженным слоем. Переделка осуществлялась с целью увеличения мощности электростанции на 40%, снижения требований к качеству топива (котел может работать даже на местных отходах), более тщательной очистки выбросов и удлинения срока службы станции до 40 лет.
  За прошедшие 15 лет масштабы применения технологии, используемой на тепловых электростанциях, оснащенных исключительно котлами со сжиганием в псевдоожиженном слое, расширились от мелких экспериментальных и полупромышленных установок до крупных «демонстрационных» станций. Такая станция с общей мощностью 160 МВт строится совместно компаниями Tennessee Valley Authority, Duke Power и Commonwealth of Kentucky; фирма Colorado-Ute Electric Association, Inc. пустила в эксплуатацию электрогенерирующую установку мощностью 110 МВт с котлами со сжиганием в псевдоожиженном слое. В случае успеха этих двух проектов, а также проекта компании Northern States Power, совместного предприятия частного сектора с общим капиталом около 400 млн. долл., экономический риск, связанный с применением котлов со сжиганием в псевдоожиженном слое в энергетической промышленности будет значительно уменьшен.
  Другим способом, который, правда, уже существовал в более простом виде еще в середине XIX в., является газификация каменного угля с получением «чисто горящего» газа. Такой газ пригоден для освещения и отопления и широко использовался в США до второй мировой войны, пока не был вытеснен природным газом.
  Первоначально газификация угля привлекла внимание энергетических компаний, которые надеялись с помощью этого способа получить сгорающее без отходов топливо и за счет этого избавиться от скрубберной очистки. Теперь стало очевидно, что газификация угля имеет и более важное преимущество: горячие продукты сгорания генераторного газа можно непосредственно использовать для привода газовых турбин. В свою очередь отработанное тепло продуктов сгорания после газовой турбины может быть утилизировано с целью получения пара для привода паровой турбины. Такое совместное использование газовых и паровых турбин, называемое комбинированным циклом, является ныне одним из самых эффективных способов производства электрической энергии.
  Газ, полученный газификацией каменного угля и освобожденный от серы и твердых частиц, является прекрасным топливом для газовых турбин и, как и природный газ, сгорает почти без отходов. Высокий кпд комбинированного цикла компенсирует неизбежные потери, связанные с превращением угля в газ. Более того, станция с комбинированным циклом потребляет значительно меньше воды, так как две трети мощности развивает газовая турбина, которая не нуждается в воде в отличие от паровой турбины.
  Жизнеспособность электрических станций с комбинированным циклом, работающих на принципе газификации угля, была доказана опытом эксплуатации станции "Cool Water" фир¬мы Southern California Edison. Эта станция мощностью около 100 МВт была введена в эксплуатацию в мае 1984 г. Она может работать на разных сортах угля. Выбросы станции по чистоте не отличаются от выбросов соседней станции, работающей на природном газе. Содержание окислов серы в уходящих газах поддерживается на уровне значительно ниже установленной нормы с помощью вспомогательной системы улавливания серы, которая удаляет почти всю серу, содержащуюся в исходном топливе, и производит чистую серу, используемую в промышленных целях. Образование окислов азота предотвращается добавкой к газу воды перед сжиганием, что снижает температуру горения газа. Более того, остающийся в газогенераторе остаток несгоревшего угля подвергается переплавке и превращается в инертный стекловидный материал, который после охлаждения отвечает требованиям, предъявляемым в штате Калифорния к твердым отходам.
  Помимо более высокого кпд и меньшего загрязнения окружающей среды станции с комбинированным циклом имеют еще одно преимущество: они могут сооружаться в несколько очередей, так что установленная мощность наращивается блоками. Такая гибкость строительства уменьшает риск чрезмерных или, наоборот, недостаточных капиталовложений, связанный с неопределенностью роста спроса на электроэнергию. Например, первая очередь установленной мощности может работать на газовых турбинах, а в качестве топлива использовать не уголь, а нефть или природный газ, если текущие цены на эти продукты низки. Затем, по мере роста спроса на электроэнергию, дополнительно вводятся в строй котел-утилизатор и паровая турбина, что увеличит не только мощность, но и кпд станции. Впоследствии, когда спрос на электроэнергию вновь увеличится, на станции можно будет построить установку для газификации угля.
  Роль тепловых электростанций на угольном топливе является ключевой темой, когда речь идет о сохранности природных ресурсов, защите окружающей среды и путях развития экономики. Эти аспекты рассматриваемой проблемы не обязательно являются конфликтующими. Опыт применения новых технологических процессов сжигания угля показывает, что они могут успешно и одновременно решать проблемы и охраны окружающей среды, и снижения стоимости электроэнергии. Этот принцип был учтен в совместном американо-канадском докладе о кислотных дождях, опубликованном в прошлом году. Руководствуясь содержащимися в докладе предложениями, конгресс США в настоящее время рассматривает возможность учреждения генеральной национальной инициативы по демонстрации и применению «чистых» процессов сжигания угля. Эта инициатива, которая объединит частный капитал с федеральными капиталовложениями, нацелена на широкое промышленное применение в 90-е годы новых процессов сжигания угля, включая котлы с сжиганием топлива в кипящем слое и газогенераторы. Однако даже при широком применении новых процессов сжигания угля в ближайшем будущем растущий спрос на электроэнергию не сможет быть удовлетворен без целого комплекса согласованных мероприятий по консервации электроэнергии, регулированию ее потребления и повышению производительности существующих тепловых электростанций, работающих на традиционных принципах. Постоянно стоящие на повестке дня экономические и экологические проблемы, вероятно, приведут к появлению совершенно новых технологических разработок, принципиально отличающихся от тех, что были здесь описаны. В перспективе тепловые электростанции на угольном топливе могут превратиться в комплексные предприятия по переработке природных ресурсов. Такие предприятия будут перерабатывать местные виды топлива и другие природные ресурсы и производить электроэнергию, тепло и различные продукты с учетом потребностей местной экономики. Кроме котлов с сжиганием в кипящем слое и установок для газификации угля такие предприятия будут оснащены электронными системами технической диагностики и автоматизированными системами управления и, кроме того, полезно использовать большинство побочных продуктов сжигания угля.
  Таким образом, возможности улучшения экономических и экологических факторов производства электроэнергии на базе каменного угля очень широкие. Своевременное использование этих возможностей зависит, однако, от того, сможет ли правительство проводить сбалансированную политику в отношении производства энергии и защиты окружающей среды, которая создала бы необходимые стимулы для электроэнергетической промышленности. Необходимо принять меры к тому, чтобы новые процессы сжигания угля развивались и внедрялись рационально, при сотрудничестве с энергетическими компаниями, а не так, как это было с внедрением скрубберной газоочистки. Все это можно обеспечить, если свести к минимуму затраты и риск путем хорошо продуманного проектирования, испытания и усовершенствования небольших опытных экспериментальных установок с последующим широким промышленным внедрением разрабатываемых систем.

До вчерашнего дня в моем представлении все угольные электростанции были примерно одинаковыми и представляли из себя идеальные съемочные площадки фильмов ужасов. С почерневшими от времени конструкциями, котлоагрегатами, турбинами, миллионами различных труб и их хитрых сплетений с щедрым слоем черной угольной пыли. Редкие рабочие, больше похожие на шахтеров, в скудном освещении зеленых газовых ламп ремонтируют какие-то сложные агрегаты, тут и там, шипя, вырываются клубы пара и дыма, на полу разлились густые лужи из жиж темного цвета, повсюду что-то капает. Вот примерно такими я видел угольные станции и считал, что век их уже уходит. Будущее за газом - думал я.

Оказывается, вовсе нет.

Вчера я посетил новейший угольный энергоблок Черепетской ГРЭС в Тульской области. Оказывается, что современные угольные станции вовсе не чумазые, и дым из их труб идет не густой и не черный.

1. Несколько слов о принципе работы ГРЭС . В котел с помощью насосов подается под большим давлением вода, топливо и атмосферный воздух. В топке котла происходит процесс горения - химическая энергия топлива превращается в тепловую. Вода протекает по трубной системе, расположенной внутри котла.

2. Сгорающее топливо является мощным источником теплоты, передающейся воде, которая нагревается до температуры кипения и испаряется. Получаемый пар в этом же котле перегревается сверх температуры кипения, примерно до 540 °C и под высоким давлением 13–24 МПа по одному или нескольким трубопроводам подается в паровую турбину.

3. Паровая турбина, электрогенератор и возбудитель составляют в целом турбоагрегат. В паровой турбине пар расширяется до очень низкого давления (примерно в 20 раз меньше атмосферного), и потенциальная энергия сжатого и нагретого до высокой температуры пара превращается в кинетическую энергию вращения ротора турбины. Турбина приводит в движение электрогенератор, преобразующий кинетическую энергию вращения ротора генератора в электрический ток.

4. Забор воды осуществляется непосредственно из Черепетского водохранилища.

5. Вода проходит химическую очистку и глубокое обессоливание, чтобы в паровых котлах и турбинах не появлялись отложения на внутренних поверхностях оборудования.

6. Железнодорожным транспортом на станцию доставляются уголь и мазут.

7. На открытом складе угля краны-перегружатели разгружают вагоны. Дальше в дело вступает большой , который подает на конвейер.

8. Так уголь попадает на участки дробильной установки для предварительного измельчения угля и последующего пылеприготовления. В сам котел уголь подается в виде смеси угольной пыли и воздуха.

10. Котельная установка располагается в котельном отделении главного корпуса. Сам котел - это что-то гениальное. Огромный сложный механизм высотой с 10-этажный дом.

14. Гулять по лабиринтам котельной установки можно вечно. Время, отведенное на съемку дважды успело закончиться, но оторваться от этой промышленной красоты было невозможно!

16. Галереи, лифтовые шахты, переходы, лестницы и мосты. Одним словом - космос)

17. Лучи солнца осветили крошечного на фоне всего происходящего человека, и я невольно задумался, что все эти сложные гигантские конструкции придумал и построил человек. Вот такой маленький человек придумал десятиэтажные печи, чтобы в промышленных масштабах вырабатывать электроэнергию из полезного ископаемого.

18. Красота!

19. За стеной от котельной установки располагается машинный зал с турбогенераторами. Еще одно гигантское помещение, более просторное.

20. Вчера был торжественно введен в эксплуатацию энергоблок №9, что явилось завершающим этапом проекта расширения Черепетской ГРЭС. Проект включал строительство двух современных пылеугольных энергоблоков мощностью по 225 МВт каждый.

21. Гарантированная электрическая мощность нового энергоблока - 225 МВт;
Электрический КПД - 37.2 %;
Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии - 330 гут/кВт*ч.

23. В состав основного оборудования входят две паровые конденсационные турбины производства ОАО «Силовые машины» и два котлоагрегата, производителя ОАО «ЭМАльянс». Основное топливо нового энергоблока - Кузнецкий каменный уголь марки ДГ.

24. Пультовая.

25. Энергоблоки оснащены первой на российском рынке интегрированной системой сухой пыле-сероочистки дымовых газов с электростатическими фильтрами.

26. Трансформаторы ОРУ.

28. Ввод нового энергоблока позволит вывести из эксплуатации устаревшее угольное оборудование первой очереди без снижения объема выработки электроэнергии и суммарной установленной мощности станции.

29. Вместе с новым энергоблоком были построены две 87-метровые градирни - часть системы технического водоснабжения, которая обеспечивает подачу большого количества холодной воды для охлаждения конденсаторов турбин.

30. Семь пролетов по 12 метров. Снизу такая высота кажется не такой серьезной.

31. На верхней площадке трубы было одновременно и жарко и прохладно. Фотоаппарат постоянно запотевал.

32. Вид на энергоблок с градирни. Новые энергомощности станции спроектированы таким образом, чтобы значительно снизить выбросы загрязняющих веществ, сократить пылевыделение при работе на складе угля, уменьшить количество потребляемой воды, а также исключить возможность загрязнения окружающей среды сточными водами.

34. Внутри градирни все оказалось довольно просто и скучно)

36. На фотографии хорошо виден новый энергоблок и два старых. Как коптит труба старого энергоблока и нового. Постепенно старые энергоблоки выведут из эксплуатации и разберут. Такие дела.

В начале июня на Черепетской ГРЭС в Тульской области введён в эксплуатацию девятый пылеугольный блок установленной мощностью в 225 МВт. Появление новых угольных мощностей скорее исключение из правил. Почему в России угольная генерация вытесняется газовой и атомной, а в «зелёной» Европе, наоборот, набирает популярность – разбирался «Переток.ру».

Источник: sdelanounas.ru

Угольные электростанции всегда играли важную роль в энергосистеме России. Но в последние годы стали значительно уступать газовым и атомным аналогам. По данным Института энергетических исследований (ИНЭИ) РАН, доля угольной генерации в России сократилась с 27% в начале 2000-х годов до 24% по данным на конец 2013 года (в Европейской части страны – с 19% до 16%). Новые тепловые мощности, вводимые в энергосистеме, также в основном используют газ. Угольные энергоблоки, впрочем, тоже строятся – например, на той же Черепетской, Березовской ГРЭС, Красноярской ТЭЦ-3, Благовещенской ТЭЦ и других станциях, но их намного меньше, чем газовых.

При этом электростанции, использующие уголь, наряду с нетопливными источниками вносят существенный вклад в диверсификацию топливного баланса, отметил заведующий отделом развития и реформирования электроэнергетики ИНЭИ РАН Фёдор Веселов, выступая на круглом столе «Газовая и угольная генерация России: реалии и перспективы». На сегодняшний день около 110 российских ТЭЦ и ГРЭС – это угольная генерация.

Сложности конкуренции

Угольные станции важны не только для диверсификации топливного баланса страны, но и для работы угледобывающих предприятий. Например, Новочеркасская ГРЭС «Газпром энергохолдинга» является самым крупным потребителем угля в Ростовской области. По данным ИНЭИ РАН, электростанции остаются важнейшими потребителями донецкого и канско-ачинского углей, а также месторождений Восточной Сибири.

Однако положение дел для угольных электростанций сегодня оставляет желать лучшего. Для примера: конкурентный отбор мощности на 2015 год на общих условиях не прошли шесть угольных станций общей мощностью 2,3 ГВт. Их «спас» статус вынужденных. Но проблема налицо: электростанциям, использующим уголь, сложно конкурировать с более эффективной газовой генерацией.

«Ключевой проблемой для угольной генерации на внутреннем рынке является высокий уровень конкуренции со стороны газовых мощностей. Это, в частности, объясняется разными способами ценообразования на угольном и газовом рынках: цены на уголь на внутреннем рынке образуются с учётом тенденций на мировых рынках, цены на газ в России регулируются государством», – сообщила «Переток.ру» начальник управления по экономике отраслей ТЭК Аналитического центра при Правительстве Российской Федерации Виктория Гимади.

Кроме этого, строить и эксплуатировать угольные станции дороже, чем газовые. Так, в постановлении правительства о параметрах договоров о предоставлении мощности (ДПМ) закреплён уровень капитальных затрат на строительство 1 кВт угольной мощности в 49–53 тысячи рублей, газовой – в 29–42 тысячи рублей. Эксплуатационные затраты угольных станций также выше (в постановлении о ДПМ – примерно на 53%).

Ещё одна проблема – экологическая. Газовые энергоблоки «чище» по выбросам, и им не нужно иметь специальные площадки для золоотвалов. По данным экспертов, сегодня на российских станциях накоплено свыше 1 млрд тонн золошлаковых материалов, а их переработка (например, на нужды строительства) пока развита не на полную мощность.

Есть блок проблем, одинаковых как для угольной, так и для других видов генерации. В частности, по-прежнему остро стоит вопрос неплатежей потребителей и труднодоступности кредитных ресурсов, необходимых для покрытия кассовых разрывов. «При этом особенностью угольной генерации является то, что в большинстве случаев она работает в режиме комбинированной выработки, что, с одной стороны, существенно повышает её эффективность и является её преимуществом. С другой стороны, сложности рынка тепла полностью перекладываются на производство электроэнергии. До сих пор сохраняется перекрёстное субсидирование между рынками тепловой и электрической энергии. Низкие тарифы для ТЭЦ на тепло приводят к снижению экономической эффективности угольных станций», – рассказали «Переток.ру» в «Сибирской генерирующей компании», которая является потребителем примерно 16% энергетического угля на внутреннем рынке России.

Дезориентирует энергетиков и отсутствие стабильных правил регулирования рынка – постоянное изменение правил делает крайне трудным планирование долгосрочных инвестиций. Страдают вложения в ремонт и обновление основных фондов, что является одной из причин аварий на электростанциях.

Участники сектора не просят прямой финансовой поддержки, желая лишь стабильных правил игры. «Сегодня в первую очередь нужны институциональные меры. Мы не просим прямой финансовой поддержки. Если выстроить правильно работу рынка, то угольная генерация сама по себе является достаточно эффективной, чтобы зарабатывать самостоятельно. При регулировании отрасли необходимо учитывать все факторы, в том числе и поддержание нормального технического состояние оборудования, а не только стремиться к максимальному сдерживанию цен», – говорят в «Сибирской генерирующей компании».

Эксперты считают, что пока предпосылок к интенсивному развитию угольной генерации в России нет. «Существенного роста доли угольных ТЭС в топливном балансе страны ожидать не стоит, скорее всего, их роль в перспективе не изменится (останется примерно на уровне 25% в потреблении топлива на ТЭС)», – считает Виктория Гимади. По её мнению, угольные станции будут строиться в регионах Сибири и Дальнего Востока, что обуславливается относительной территориальной близостью источников потребления угля и его добычи. Именно там задуман проект экспортно ориентированной Ерковецкой ТЭС – крупной электростанции, которая может использовать уголь с одноимённого месторождения. Электроэнергию, вырабатываемую ТЭС, предполагается поставлять в Китай. «Масштабное развитие угольной генерации на других территориях (например, в центральной части России) маловероятно по причине низкой экономической эффективности: высокий уровень конкуренции различных видов генерации, большие транспортные издержки», – считает Виктория Гимади.

Уголь подвинул газ

Рассматривая перспективы угольной генерации, любопытно обратить внимание на Европу. С одной стороны, ЕС является одним из самых громких приверженцев «зелёных» энергетических технологий – и при этом в последние годы там было введено значительное количество угольных мощностей (уголь, пожалуй, приходит в голову последним, когда думаешь о чистых технологиях). Сыграли свою роль экономические факторы. Как отметил руководитель департамента ТЭК Института проблем естественных монополий (ИПЕМ) Александр Григорьев, во-первых, в ЕС значительно сократился разрыв между ценами на газ и уголь. По данным института, если в 2007 году соотношение цен газа и угля составляло 1,6, то в 2013 году оно достигло отметки 3,0. Во-вторых, сыграло роль падение цен на углеродные квоты (инвестиции в газовую генерацию эффективны при стоимости квот более 34–38 евро за тонну CО2). В-третьих, влияние оказал и экономический кризис 2008 года, который привёл к спаду промышленного производства и, соответственно, электропотребления.

Эти факторы привели к тому, что газовые ТЭС были недозагружены. Собственники законсервировали многие станции, некоторые вообще демонтировали. А строить стало выгоднее ТЭС на угольном топливе. Кроме того, в Германии – крупнейшем потребителе энергоресурсов в Европе, после аварии на Фукусиме в марте 2011 года, правительство приняло решение постепенно закрыть все атомные станции.

Так, по данным ИПЕМ, с 2012 года по апрель 2015-го в европейских странах было введено 10,1 ГВт угольной генерации (преимущественно в Германии) – почти в шесть раз больше, чем количество введённых газовых мощностей. На стадии строительства находятся ещё 8,6 ГВт угольных мощностей: 3,3 ГВт – в Польше, 2,7 ГВт – в Нидерландах, 1,8 ГВт – в Германии.

Но надо понимать, что в большинстве стран ЕС нет своего газа (кроме Норвегии), поэтому развитие угольной генерации – во многом вынужденная мера, обусловленная экономическими факторами. Так, глава итальянской энерегетической компании Enel Франческо Стараче в кулуарах ПМЭФ заявил, что ситуация с ростом потребления угля в электроэнергетике вместо газа продлится недолго, газ в ближайшие годы будет больше использоваться в энергетике стран Европы. «Не думаю, что это продлится долго, это временная ситуация. Мы не планируем переводить свои станции с газа на уголь. Думаю, в ближайшие годы газ будет гораздо важнее угля в Европе», – цитирует Стараче Интерфакс.

Другие материалы по теме

Танцы на угле

Стремительный прирост доли газовой генерации в российской энергосистеме в ближайшие годы должен приостановиться, а в долгосрочной перспективе удельный вес станций, работающих на голубом топливе, и вовсе снизится относительно мощности угольных ТЭС. Это осмысленный выбор российских властей, в основе которого – диверсификация топливного баланса, развитие внутреннего рынка для угольной промышленности, а также перспективы использования новых технологий, позволяющих сделать угольную генерацию не только эффективной, но и экологичной.

27 Марта 2014 в 14:12

По данным World Energy Council (WEC), на угольные станции в США и Германии приходится более половины вырабатываемой электроэнергии, а в Австралии, Индии и Китае эта доля подтягивается к 80% или даже превышает ее. Причина проста, во всем мире газ дороже угля (среднее соотношение 1,25/1,0), причем в некоторых странах, таких как США, использование газа еще и законодательно квотируется государством. Поэтому киловатт электроэнергии, полученный на угле в этих странах, если и не дешевле, чем полученный на газе и на нефти, то в любом случае не дороже. Согласно исследованиям Cambridge Energy Research Associates, производство электроэнергии на американских угольных электростанциях и вовсе "в два раза дешевле".

В энергетическом балансе России уголь занимает значительно меньше места, чем в среднем в мире. В России доля угля в энергобалансе в целом и в производстве электричества, в частности, примерно равны и в том и в другом случае составляют, по различным статистическим отчетам, не более 18%.

К началу 1990-х гг. уголь отошел на второй план, а затем в результате ценовой политики дешевого газа энергетики совсем потеряли интерес к угольной генерации, требующей дополнительных мероприятий для снижения вредных выбросов. В результате за последние 15 лет в России не было введено ни одной угольной электростанции, кроме 2-го блока Харанорской ГРЭС мощностью 430 МВт, а значительная часть действующих станций была переведена на газ.

Процесс замещения угля природным газом был спонтанным и неуправляемым, движимым исключительно экономическими факторами. Потребители вместо освоения и внедрения новых технологий сжигания угля производили замену угольного оборудования на газовое. Примером могут служить Псковская и Пермская ГРЭС, задуманные первоначально на твердом топливе. К моменту запуска на электростанциях были установлены газовые котлы.

Гендиректор "Сибирской угольной энергетической компании" (СУЭК) Владимир Рашевский уверен, что угольная генерация напрасно и слишком рано списывается со счетов. "Есть мнение, что уголь - топливо XIX века, а угольная энергетика - в лучшем случае достижение века XX, - говорит В. Рашевский. - Но стоит напомнить, что сегодня в мире угольная энергетика занимает 40%, при этом и через 20 лет она не сдаст своих позиций".

Энергетическая стратегия России на период до 2020 года предписывает повышение энергетических мощностей тепловых электростанций преимущественно за счет ввода угольных ТЭС. При умеренном и оптимистическом вариантах развития рост производства электроэнергии на ТЭС увеличится в 1,36-1,47 раза. При этом доля угля в структуре потребления топлива увеличится до 44,4%. Но пока механизмы реализации программы работают плохо.

"Газовая пауза затянулась, и дело здесь не в ценах, - говорит советник Российской Академии наук Геннадий Грицко, - мы до сих пор еще находимся на стадии продолжающегося раздела собственности. Дефицит газа составляет последние годы 25-30 млн куб. м, и мы уже закупаем газ, чтобы снабжать самих себя и страны, с которыми заключены долгосрочные договоры, с одной лишь Украиной ведется 28 проектов. Вокруг этого строится большая политика. Президент России во всеуслышание заявил, что дальше так продолжаться не будет - энергетика такой большой страны не может базироваться на одном природном газе".

Чтобы изменить устоявшуюся систему, требуется значительное время и усилия со стороны предприятий и поддержка государства. Во всем мире уголь стал объектом приложения современных фундаментальных исследований и научных методов. Некоторые технологии позволяют кардинально изменить свойства угля и существенно повысить его энергетическую ценность, увеличив теплоту сгорания и уменьшив зольность. Среди них - мембранные и нанотехнологии, плазменные технологии, подземная газификация. Все перечисленные методы хорошо знакомы российским ученым и потребителям - энергетическим предприятиям, но войти в государственную программу и получить финансирование для развития и внедрения новой технологии сегодня очень сложно. В США к 2015 году планируется закончить строительство угольной электростанции по сжиганию абсолютно чистого угля, где количество вредных выбросов составит 0%.

Все эти технологии не понаслышке известны и российским специалистам. С применением ряда общеизвестных мировых технологий, многие из которых в последние годы были разработаны и экспериментально освоены российскими учеными, можно добиться достаточно высокой степени экологичности энергетических предприятий, работающих на угольном топливе. Но в каждой стране, в зависимости от имеющегося оборудования и особенностей топлива, эти технологии имеют различные точки приложения.

Не все эксперты, однако, с оптимизмом смотрят в будущее угольной энергетики. Первый заместитель генерального директора Института проблем естественных монополий Булат Нигматулин, например, не уверен, что именно уголь станет основой для энергетики будущего. С его точки зрения сохранится существующий баланс, при котором 50% электроэнергии вырабатывается за счeт нефти и газа, а всe остальное равномерно распределено между гидро- и атомными электростанциями, а также теплостанциями, работающими на угле.

Большинство экспертов полагает, что пока газ у нас дешев, не может быть и речи о переходе на уголь. По их оценкам, необходимое для газозамещения соотношение цен газ/уголь зависит от региона и находится в диапазоне 1,35-1,8. Но сегодня в России, благодаря неизбежному росту цен на газ и грядущей нехватке генерирующих тепловых мощностей, создаются все объективные предпосылки для ренессанса угольной генерации, идея которого уже давно витала в воздухе.

Среди отраслей ТЭК угольная промышленность России имеет наиболее обеспеченную сырьевую базу. Наша страна располагает значительными разведанными запасами угля - 193,3 млрд тонн, в том числе бурого - 101,2 млрд тонн, каменного - 85,3 млрд тонн, антрацитов - 6,8 млрд тонн. Основные возможности добычи угля сосредоточены в Сибири. Главными угольными центрами России являются Кузнецкий бассейн (43% от разведанных в России запасов углей) и граничащий с ним Канско-Ачинский бассейн (22%). В перспективе имеющиеся запасы могут обеспечить годовую добычу угля в 500 млн тонн в течение нескольких сотен лет.

- Борис Фёдорович, долгое время уголь был на периферии внимания энергетиков. Однако сейчас ситуация изменилась: в 2012 году была принята Долгосрочная программа развития угольной промышленности России на период до 2030 года, в рамках которой предполагается нарастить объём добычи угля. На ваш взгляд, почему власти вновь обратили внимание на «несовременное топливо»?

Уголь был и остаётся более чем «современным» топливом энергетики, поскольку его мировые запасы значительно превышают другие энергетические ресурсы, спрос на уголь продолжает расти, а для многих развивающихся стран уголь является по сути дела главным энергетическим ресурсом. Россия обладает одним из крупнейших в мире угольным сырьевым потенциалом, и было бы неразумно не использовать его как внутренний и экспортный потенциал.

- В последнее время всё чаще в прессе появляются сообщения о различных проектах, связанных с добычей и использованием угля, но, к сожалению, никаких конкретных результатов мы так и не наблюдаем. Почему?

Министерство энергетики РФ приняло Стратегию развития угольной промышленности до 2030 года. Долгое время роль угля в экономике и энергетике России искажалась под влиянием так называемой газовой паузы, когда ценовые преференции привели к масштабному замещению угольной генерации на газовую. Всё это привело к уменьшению внутреннего потребления угля и ориентации на его экспорт. Однако начиная с 2013 года произошло существенное снижение мировых цен на уголь, что вновь обострило ситуацию в отрасли. Основными направлениями развития будут обеспечение экспортных поставок угля, а в стране - развитие современной угольной энергетики и углехимии.

Наша самая современная угольная электростанция построена в прошлом веке. За это время технологическое развитие угольной энергетики ускакало далеко вперёд, а мы всё сидим в 70-х годах - во времени рассвета нашей энергетической отрасли. Мы должны обеспечить использование угля на основе самых современных технологий.

- Но ведь уголь считается одним из «грязных» видов топлива.

Да, это так, тем не менее весь мир его использует. За рубежом работают великолепные электростанции. Мне довелось побывать на одной из них - «Нидераусем» в Германии. Она работает на буром немецком угле не очень хорошего качества. Там четыре блока, первый из которых введён в 1960 году, второй - в 1980 году, третий - в 2000 году и четвёртый - в 2011-2012 годах. Эта электростанция производит огромное количество электроэнергии из угля, и немцы гордятся этим технологическим шедевром. Поэтому не надо говорить о том, что это вредит экологии. Надо уметь использовать его эффективно с экономической и экологической точки зрения. А это значит комплексный подход - от собственно добычи до получения множества сопутствующих продуктов. В своё время мы участвовали в разработке двух крупных проектов, когда из угля можно получать и тепло, и электроэнергию, и синтетическое жидкое топливо, и другие сопутствующие продукты. Именно такой подход позволит занять углю соответствующее положение в отечественной экономике.

Волевое решение

- Всё же почему в энергетике в России потенциал угля не используется в должной мере?

У этой проблемы есть два аспекта. Первый заключается в том, что Господь Бог наградил нас углем, но мы вынуждены его возить туда, где он больше нужен. Чем славится Индонезия как угольная держава? Тем, что у неё угольные разрезы находятся на побережье, уголь добывают, грузят на корабль и отправляют на экспорт. У нас ситуация совершенно иная - плечо огромное, а тарифы РЖД уже стали притчей во языках. Стоимость угля на экспорт состоит из двух примерно равных частей: цены угля и цены его транспортировки. Но это нонсенс! Соотношение перевозки и добычи должно быть примерно 30/70.

Из-за «газовой паузы» мы отстали в технологическом обновлении угольной энергетики на 50 лет. Будучи передовой державой в угольной энергетике в середине прошлого века, мы так и остались на этом уровне, а мир шагнул далеко вперёд. Теперь надо догонять, а может быть, и перегонять, понимая кроме прочих и важный социальный аспект национальной угольной отрасли.

Новое слово в энергетике

- Если завтра будет принято принципиальное решение по углю, что может предложить научное сообщество и, в частности, ваш институт?

Наши специалисты разработали проект «Угольная ТЭЦ нового поколения мощностью 600 МВт, ориентированную на использование российского угля». Хочу отметить, что это не какие-то бумажки, проект разработан в инженерном смысле, это уже рабочие чертежи. На ТЭЦ будет работать оборудование российских производителей.

- С точки зрения использования разных видов угля эта станция универсальна или рассчитана на какой-то конкретный вид?

ТЭЦ нового поколения рассчитана в нескольких вариантах. Есть простой пылеугольный котёл, который работает на угле какого-то определённого качества. Но также предусмотрена возможность установки котла с так называемым циркулирующим кипящим слоем (ЦКС). Это как раз та технология, которая сегодня очень хорошо развивается и применяется в мире и которая позволяет использовать плохое топливо. На меня в этом смысле сильное впечатление произвела Польша. Сегодня эта страна во многом является передовой в использовании такого рода оборудования (она же угольная страна), поляки вместе с углем сжигают до 30% биомассы. Благодаря существующим в Европе нормам о доплатах за чистую энергетику им удаётся получить очень хорошую рентабельность.

И сегодня наконец наша страна строит Новочеркасскую станцию - единственную в России станцию на ЦКС, её пуск намечен на следующий год. А ведь первые проекты по ЦКС были разработаны нашими специалистами ещё в 70-80-е годы прошлого столетия. К сожалению, если говорить об угольной энергетике в целом, то иностранцы ушли далеко вперёд. Мы можем конкурировать с ними лишь по отдельным узлам установок. Но если речь идёт о создании станции, то тут мы значительно отстали.

- Неужели нет никаких перспектив?

Ну почему же. То, что это стало темой нашей конференции «Использование твёрдых топлив для эффективного и экологически чистого производства электроэнергии и тепла», на которой присутствовали более 180 специалистов из многих стран, - это уже позитив. В России пока ещё существуют возможности создавать свои технологии и установки на их основе. Но самый главный позитив, который возник совершенно неожиданно, - это санкции против России. Уверен, они и станут тем самым импульсом к развитию всей нашей энергетики, которого мы долго ждали. Уже сейчас правительством принимается программа по импортозамещению в энергетике, и это вселяет оптимизм.