Системы электроснабжения
26.09.2019

Обзор: мировой рынок угольной генерации. Будущее тепловых электростанций на угольном топливе

  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.

С 2000 года генерирующая мощность на угле в мире удвоилась до 2000 ГВт в результате взрывного роста инвестпроектов в Китае и Индии. Еще 200 ГВт строится и 450 ГВт запланировано по всему миру. В последние десятилетия угольные электростанции вырабатывают 40−41% электроэнергии в мире - самую большую долю в сравнении с другими типами генерации. В то же время пик выработки электроэнергии из угля был достигнут в 2014 г. и сейчас начался девятый вал снижения загрузки действующих ТЭС и их закрытия. Об этом в обзоре Carbon Brief.

С 2000 года генерирующая мощность на угле в мире удвоилась до 2000 ГВт в результате взрывного роста инвестпроектов в Китае и Индии. Еще 200 ГВт строится и 450 ГВт запланировано по всему миру. В клубе угольных генераторов - 77 стран, еще 13 планируют присоединиться к нему до 2030 г.

В последние десятилетия угольные электростанции вырабатывают 40−41% электроэнергии в мире - самую большую долю в сравнении с другими типами генерации.

В то же время пик выработки электроэнергии из угля был достигнут в 2014 г. и сейчас начался девятый вал снижения загрузки действующих ТЭС и их закрытия. За несколько лет в ЕС и США были закрыты 200 ГВт, еще 170 ГВт должны быть остановлены до 2030 г. По состоянию на 9 апреля 2018 года, 27 стран присоединились к Альянсу поэтапного отказа от угольной генерации, из которых 13 стран имеют действующие электростанции.

Отметим, что с 2010 г. по 2017 г. только 34% запланированных угольных мощностей были построены или переведены в состояние строительства (873 ГВт), тогда как 1700 ГВт было отменено или отложено, сообщает CoalSwarm. Например, тендер на строительство одной новой станции может привлечь несколько заявок, каждая из которых будет засчитана в «плановую мощность».

По данным Международного энергетического агентства (МЭА), все станции на необработанном угле должны закрыться в течение нескольких десятилетий, если потепление должно быть ограничено менее чем на 2C выше доиндустриальных температур. Чтобы пролить свет на эту историю, Carbon Brief составил карту прошлого, настоящего и будущего всех угольных электростанций мира по данным на февраль 2018 года (https://www.carbonbrief.org/mapped-worlds-coal-power-plants), которая показывает все угольные ТЭС свыше 30 МВт каждая, работавших в период 2000−2017 гг., а также местоположение планируемых. Карта включает около 10000 закрытых, действующих и планируемых угольных установок общей мощностью 4567 ГВт, из которых 1,996 ГВт работает сегодня, 210 ГВт находится в стадии строительства, 443 ГВт планируется, 2,387 ГВт выбывает и 1,681 ГВт было предложено построить, но затем отменено с 2010 года в 95 странах мира. В мире насчитывается также порядка 27 ГВт малых угольных ТЭС — до 30 МВт каждая.

Рост угольной мощности

Угольная генерация - это, прежде всего, обещание дешевой электроэнергии для стимулирования экономического роста. Мировые мощности по угольной генерации росли ежегодно в период 2000−2017 гг., почти удвоившись с 1,063 ГВт до 1,995 ГВт. На угле производят 40−41% мирового электричества, наибольшую долю в последние десятилетия. Сегодня угольную энергетику используют 77 стран мира по сравнению с 65 в 2000 г. Еще 13 планируют вступить в клуб угольной энергетики.

Выбросов CO2 от существующих установок достаточно, чтобы нарушить углеродный бюджет на 1,5 или 2 градуса по Цельсию. Согласно исследованию, эти ограничения означали бы отсутствие новых угольных электростанций и досрочное закрытие 20% флота угольной генерации. По данным МЭА, все ТЭС на необогащенном угле должны будут закрыться к 2040 г., чтобы мир мог оставаться «значительно ниже» роста на 2 градуса по цельсию. Это означало бы закрытие 100 ГВт угольной мощности каждый год в течение 20 лет или примерно одного угольного блока каждый день до 2040 г.

Тем не менее, газетные заголовки и энергетические прогнозы предполагают, что рост угля не остановится. Эти мрачные перспективы ухудшения климата сдерживаются признаками быстрых изменений в энергетике. Конвейер строящихся или запланированных угольных блоков сократился вдвое с 2015 г. Темпы закрытия ТЭС ускоряются, достигнув суммарного уровня в 197 ГВт между 2010 и 2017 гг.

Замедление темпов роста угля

МЭА считает, что пик инвестиций в мировую угольную энергетику уже пройден и отрасль перешла в фазу «драматического замедления». В отчете МЭА говорится, что Китай, который обеспечивает большую часть нынешнего прироста, больше не нуждается в новых ТЭС.

Провал в инвестициях означает, что рост угольной мощности замедляется. И если в 2011 г. в мире было введено 82 ГВт, то в 2017 г. - лишь 34 ГВт.

Число вновь строящихся станций с каждым годом сокращается все быстрее, на 73% с 2015 г., согласно последнему годовому отчету CoalSwarm, Greenpeace и Sierra Club. Китай закрывает многие сотни мелких, старых и менее эффективных установок, заменяя их более крупными и эффективными. Все это означает, чтоглобальная мощность угольной генерацииможет достичь пика уже в 2022 г., говорится в отчете о состоянии отрасли МЭА.

Пиковые выбросы CO2

Данные МЭА показывают, что выбросы CO2 от угольной энергетики, возможно, уже достигли своего пика в 2014 г ., несмотря на то, что угольная мощность продолжает расти. Выбросы угольного CO2 упали на 3,9% в период 2014−2016 гг., производство угля на 4,3%.

Поскольку мощность угля продолжает увеличиваться, существующие угольные электростанции работают меньше часов. В среднем мировые угольные электростанции работали примерно половину времени в 2016 г., с коэффициентом загрузки 52,5%. Аналогичная тенденция наблюдается в США (52%), ЕС (46%), Китае (49%) и Индии (60%).

Также ряд других факторов влияет на взаимосвязь между угольными ТЭС и выбросами CO2. К ним относятся тип угля и технологии сжигания, используемые каждой установкой. ТЭС, сжигающие низкокачественный лигнит, могут выделять до 1200 тонн CO2 в ГВт*ч вырабатываемой электроэнергии. Высококачественный уголь выделяет меньше выбросов.

Технология сжигания также важна, от менее эффективных «подкритических» установок до ультра-сверхкритических систем, которые повышают эффективность работы котла при более высоких давлениях. Самые старые и наименее эффективные подкритические установки работают с КПД 35%. Новые технологии поднимают этот показатель до 40%, а ультра-сверхкритические до 45% (HELE).

Однако, по данным Всемирной угольной Ассоциации, даже угольные блоки HELE выбрасывают около 800tCO2/ГВт. Это примерно в два раза выше выбросов газовой электростанции и порядка в 50−100 раз выше атомной, ветровой и солнечной. МЭА не видит дальнейшей перспективы для угольной энергетики в сценариях до «2C», поскольку остаточные выбросы слишком высоки, даже при использовании улавливания и хранения углерода.

В 2017 г. произошел небольшой всплеск производства угля и выбросов CO2, вызванный ростом выработки в Китае, хотя они остаются ниже пика 2014 г.

Эрозия угольной экономики

Низкий уровень загрузки электростанций (ЧЧИ) является «коррозийным» для экономики угольных ТЭС. В целом они рассчитаны на эксплуатацию не менее 80% времени, так как имеют относительно высокие постоянные затраты. Это также является основой сметы расходов на строительство нового угольного блока, в то время как меньшая загрузка повышает затраты на единицу электроэнергии. Динамика падения ЧЧИ особенно токсична для операторов угольных электростанций, конкурирующих с быстро падающими ценами на возобновляемые источники энергии, дешевым газом в США и растущими ценами на уголь в ЕС. Ограничения на поставки угля повышают цены на уголь, что еще больше подрывает любые сохраняющиеся преимущества по сравнению с альтернативами.

Новые экологические нормы увеличивают стоимость угольных электростанций во многих юрисдикциях от ЕС до Индии и Индонезии. Владельцы угольных станций должны инвестировать в очистные сооружения, чтобы соответствовать более высоким экологическим стандартам, или закрыть свои грязные ТЭС в целом. Такое сочетание факторов означает, что большинство станций существующего угольного «флота» в ЕС и даже в Индии сталкивается с серьезными экономическими проблемами, согласно Financial thinktank Carbon Tracker. Было установлено, что к 2030 г., например, почти все угольные ТЭС ЕС будут убыточными. Основатель Bloomberg New Energy Finance Майкл Либрейх говорит, что уголь сталкивается с двумя «переломными моментами». Первый — когда новая возобновляемая энергия становится дешевле новых угольных ТЭС, что уже произошло в нескольких регионах. Второй, когда новые возобновляемые источники энергии — дешевле действующих угольных электростанций.

Обратите внимание, чтоугольные ТЭС могут продолжать работать в неблагоприятных экономических условиях, например, при доплате за мощность. Такую практику ввел ряд стран ЕС в 2018 г.

В 2018 г. Китай, Вьетнам и Таиланд полностью отменили доплату за солнечную генерацию. Филиппины и Индонезия существеннно ее сократили. А в Индии солнечная генерация - уже дешевле угольной. То есть, в условиях реальной конкуренции угольная генерация в странах Юго-Восточной Азии уже проигрывает ВИЭ и будет развиваться медленнее запланированного.

Ключевые страны и регионы

77 стран используют уголь для производства электроэнергии по сравнению с 65 странами в 2000 г. С тех пор 13 стран построили угольные мощности и всего одна страна - Бельгия - закрыла их. Еще 13 стран, на долю которых приходится 3% нынешних мощностей, обязались к 2030 г. отказаться от угля в рамках “Альянса оставивших уголь в прошлом”, возглавляемого Великобританией и Канадой. Между тем, 13 стран надеются еще присоединиться к угольному энергетическому клубу.

Топ-10 стран мира, показанных в левой стороне таблицы ниже, составляют 86% от общего количества работающих электростанций на угле. Справа в Таблице — Топ-10 стран, планирующих строительство 64% мощностей на угле в мире.

Страна/действующие МВт/доля в мире Страна/строящиеся МВт/доля

Китай 935,472 47% Китай 210,903 32%

США 278,823 14% Индия 131,359 20%

Индия 214,910 11% Вьетнам 46,425 7%

Германия 50,400 3% Турция 42,890 7%

Россия 48,690 2% Индонезия 34,405 5%

Япония 44,578 2% Бангладеш 21,998 3%

Южная Африка 41,307 2% Япония 18,575 3%

Южная Корея 37,973 2% Египет 14,640 2%

Польша 29,401 1% Пакистан 12,385 2%

Индонезия 28,584 1% Филиппины 12,141 2%

Китай имеет самый большой действуюбщий флот угольной генерации и является домом для создания самого мощного конвейера строящихся 97 ГВт в радиусе 250 км вдоль дельты реки Янцзы вокруг Шанхая. Это больше, чем уже существует в любой стране за исключением Индии и США. Россия имеет пятый по масштабу угольной генерации флот в мире, что составляет всего 2% мировой генерирующей мощности.

Китай

За прошедшие 20 лет наиболее значительные изменения произошли в Китае. Его флот угольной генерации вырос в пять раз в период между 2000 и 2017 гг. и достиг 935 ГВт или почти половину мировой мощности.

Китай также является крупнейшим в мире источником выбросов CO2 и использует половину потребляемого в мире угля, поэтому его будущий путь несоизмеримо важен для глобальных усилий в борьбе с изменением климата.

Промышленная активность и использование угля стимулировались до назначения Председателя Си «лидером на всю жизнь». Такая энергополитика может подтолкнуть рост выбросов CO2 к самым быстрым темпам в течение многих лет.

Тем не менее, некоторые аналитики говорят, что использование угля в Китае может сократиться вдвое к 2030 г. Правительство вводит в действие национальную схему торговли выбросами, а также закрывает и ограничивает ввод новой угольной энергетики в ответ на загрязнение воздуха и климатические проблемы. Это означает, что конвейер строящихся или планируемых угольных ТЭС в 2017 г. сократился на 70% к 2016 г., сообщает CoalSwarm.

Это также означает, что запланированные проекты вряд ли получат разрешения, необходимые для их строительства, говорит Лаури Милливирта, энергетический аналитик Greenpeace в Восточной Азии. «Многие из запланированных проектов в Китае и Индии фактически мертвы. В Индии они коммерчески неликвидны, никто в здравом уме не собирается их строить… в Китае это не имеет смысла, поскольку там уже есть слишком много мощности, профицит». По данным Управления энергетической информации США (EIA), мощность и производство угля в Китае более или менее достигли своего пика.

Индия

Второе по величине увеличение мощности с 2000 г. произошло в Индии, где угольный энергетический флот увеличился более чем в три раза до 215 ГВт. В последнее время состояние индийской угольной генерации резко ухудшилось. МЭА сократило свой прогноз спроса на индийский уголь из-за замедления роста спроса на электроэнергию и удешевления возобновляемых источников энергии. Некоторые станции 10 ГВ признаны «нежизнеспособными», другие 30 ГВт испытывают «стресс», по словам министра энергетики Индии в интервью Bloomberg в мае 2018 г. Это потому, что «революция возобновляемых источников энергии в Индии толкает уголь с долгового обрыва», — пишет Мэтью Грей, аналитик Carbon Tracker.

Последний национальный план Индии в области электроэнергетики нацелен на выбытие 48 ГВт угольных ТЭС, отчасти из-за новых экологических норм. Он также предусматривает ввод 94 ГВт новых мощностей, но эту цифру ключевые аналитики мира считают нереальной. Страна запланировала ввод 44 ГВт проектов, из которых 17 ГВт были приостановлены на долгие годы. «В Индии возобновляемые источники энергии могут уже поставлять энергию по более низкой цене, чем новые и даже большинство существующих угольных ТЭС »,- говорят Лаури Милливирта, энергетический аналитик Greenpeace в Восточной Азии.

США

Волна выбытия старых мощностей сократила угольную генерацию США на 61 ГВт за шесть лет, и еще 58 ГВт планируется закрыть, отмечает Coal Swarm. Это уменьшит угольный флот США на две пятых, с 327 ГВт в 2000 г. до 220 ГВт в будущем или ниже.

Одним из способов сохранения отрасли являются заявленные планы администрации Трампа по спасению убыточных угольных электростанций по соображениям национальной безопасности с целью поддержания надежности системы с помощью доплат за мощность Bloomberg характеризует их как «беспрецедентное вмешательство в энергетические рынки США».

С другой стороны, рыночные условия в настоящее время благоприятствуют газовым электростанциям и возобновляемым источникам энергии. Новых угольных мощностей в США нет. Ожидается, что вывод угольных мощностей в 2018 г. составит 18 ГВт. В прошлом году потребление угля в энергетическом секторе США было самым низким с 1982 г.

Евросоюз

Учитывая планы ЕС по поэтапному отказу от угля, флот угольной генерации союза должен сократиться до 100 ГВт к 2030 г., то есть, наполовину от суммарной мощности 2000 г. Наряду с Канадой, страны ЕС возглавляют Альянс по поэтапному отказу от угля. Великобритания, Франция, Италия, Нидерланды, Португалия, Австрия, Ирландия, Дания, Швеция и Финляндия объявили о поэтапной ликвидации угольных ТЭС до 2030 г. Их мощности составляют 42 ГВт, включая недавно построенные ТЭС.

При этом четвертый и девятый по величине национальный угольный генерирующий флот в мире находится в государствах-членах ЕС, а именно 50 ГВт в Германии и 29 ГВт в Польше. Комиссия ЕС по установлению даты прекращения поставок электроэнергии из угля для Германии начала работать, хотя сетевой оператор страны говорит, что только половина угольного флота может быть закрыта к 2030 г. без ущерба для энергетической безопасности. Польша просто пообещала, что не будет строить новые угольные ТЭС сверх того, что уже строится.

Исследования МЭА показали, что все угольные ТЭС ЕС должны закрыться к 2030 г., чтобы достичь целей Парижского Соглашения. Рост цен на СО2, как ожидается, приведет к переходу от угля к газу уже в этом году, при условии подходящей цены и наличия газа.

Другие ключевые страны

Другие Азиатские страны, включая Южную Корею, Японию, Вьетнам, Индонезию, Бангладеш, Пакистан и Филиппины, коллективно удвоили свой угольный генерирующий флот с 2000 г., достигнув 185 ГВт в 2017 г. Суммарно эти страны самостоятельно построят 50 ГВт новых ТЭС и еще 128 ГВт запланированы за счет финансирования и участия в строительстве Китая, Японии и Южной Кореи.

Во многих из этих стран наблюдаются смешанные признаки использования угля. Например, последний проект Национального энергетического плана Японии учитывает значительную роль угля в 2030 г., в то время как Парижское Соглашение означает, что к тому времени Токио должен поэтапно отказаться от угля, отмечает Climate Analytics.

Вьетнам является третьей страной по запланированному объему угольной генерации — 46 ГВт, из которых 11 ГВт уже строится. «Тем не менее, правительство все больше инвестирует в изменение этой траектории», — пишет Алекс Перера, заместитель директора по энергетике в The World Resources Institute.- «Вьетнам обеспечивает интересное и важное сочетание условий, которые позволят перейти к чистой энергии: обязательства правительства по возобновляемым источникам энергии и частного сектора, стремящегося достичь все более строгих целей в области чистой энергии».

Правительство Индонезии запретило строительство новых угольных станций на наиболее густонаселенном острове Ява. Государственная коммунальная компания была подвергнута критике за «масштабное завышение прогноза роста спроса на электроэнергию» с целью оправдать планы по вводу новых угольных ТЭС.

Турция имеет значительные планы по расширению угольного флота. Однако в настоящее время строится только 1 ГВт из запланированного конвейера в 43 ГВт.

Другая страна с большими планами — Египет, у которого нет ни угольных станций, ни своих месторождений угля. Обратите внимание, что ни один из 15 ГВт запланированной новой мощности не вышел за пределы самой ранней стадии согласований, не получил никаких разрешений и не строится.

Южная Африка располагает крупными угольными месторождениями и седьмым по мощности угольным энергетическим флотом в мире. ЮАР строит 6 ГВт новых ТЭС и планирует ввести еще 6 ГВт. Однако после выборов Кирилла Рамафосы в начале этого года, политические настроения в стране меняются, и в апреле были подписаны долгосрочные сделки по строительству ВИЭ на сумму $4,7 млрд. Нетипично, что южноафриканская тяжелая промышленность отдает предпочтение возобновляемым источникам энергии в пику продолжающемуся развитию угольной генерации. Причина в том, что новые угольные станции будут дороже ВИЭ, — полагают эксперты. Законодательные дискуссии вокруг роли угля в новом плане инвестиций в энергетику Южной Африки пройдут позднее этим летом.

Что такое и каковы же принципы работы ТЭС? Общее определение таких объектов звучит примерно следующим образом - это энергетические установки, которые занимаются переработкой природной энергии в электрическую. Для этих целей также используется топливо природного происхождения.

Принцип работы ТЭС. Краткое описание

На сегодняшний день наибольшее распространение получили именно На таких объектах сжигается которое выделяет тепловую энергию. Задача ТЭС - использовать эту энергию, чтобы получить электрическую.

Принцип работы ТЭС - это выработка не только но и производство тепловой энергии, которая также поставляется потребителям в виде горячей воды, к примеру. Кроме того, эти объекты энергетики вырабатывают около 76% всей электроэнергии. Такое широкое распространение обусловлено тем, что доступность органического топлива для работы станции довольно велико. Второй причиной стало то, что транспортировка топлива от места его добычи к самой станции - это довольно простая и налаженная операция. Принцип работы ТЭС построен так, что имеется возможность использовать отработавшее тепло рабочего тела для вторичной поставки его потребителю.

Разделение станций по типу

Стоит отметить, что тепловые станции могут делиться на типы в зависимости от того, какой именно они производят. Если принцип работы ТЭС заключается лишь в производстве электрической энергии (то есть тепловая энергия не поставляет потребителю), то ее называют конденсационной (КЭС).

Объекты, предназначенные для производства электрической энергии, для отпуска пара, а также поставки горячей воды потребителю, имеют вместо конденсационных турбин паровые. Также в таких элементах станции имеется промежуточный отбор пара или же устройство противодавления. Главным преимуществом и принципом работы ТЭС (ТЭЦ) такого типа стало то, что отработанный пар также используется в качестве источника тепла и поставляется потребителям. Таким образом, удается сократить потерю тепла и количество охлаждающей воды.

Основные принципы работы ТЭС

Прежде чем перейти к рассмотрению самого принципа работы, необходимо понять, о какой именно станции идет речь. Стандартное устройство таких объектов включает в себя такую систему, как промежуточный перегрев пара. Она необходима потому, что тепловая экономичность схемы с наличием промежуточного перегрева, будет выше, чем в системе, где она отсутствует. Если говорить простыми словами, принцип работы ТЭС, имеющей такую схему, будет гораздо эффективнее при одних и тех же начальных и конечных заданных параметрах, чем без нее. Из всего этого можно сделать вывод, что основа работы станции - это органическое топливо и нагретый воздух.

Схема работы

Принцип работы ТЭС построен следующим образом. Топливный материал, а также окислитель, роль которого чаще всего берет на себя подогретый воздух, непрерывным потоком подаются в топку котла. В роли топлива могут выступать такие вещества, как уголь, нефть, мазут, газ, сланцы, торф. Если говорить о наиболее распространенном топливе на территории Российской Федерации, то это угольная пыль. Далее принцип работы ТЭС строится таким образом, что тепло, которое образуется за счет сжигания топлива, нагревает воду, находящуюся в паровом котле. В результате нагрева происходит преобразование жидкости в насыщенный пар, который по пароотводу поступает в паровую турбину. Основное предназначение этого устройства на станции заключается в том, чтобы преобразовать энергию поступившего пара, в механическую.

Все элементы турбины, способные двигаться, тесно связываются с валом, вследствие чего они вращаются, как единый механизм. Чтобы заставить вращаться вал, в паровой турбине осуществляется передача кинетической энергии пара ротору.

Механическая часть работы станции

Устройство и принцип работы ТЭС в ее механической части связан с работой ротора. Пар, который поступает из турбины, имеет очень высокое давление и температуру. Из-за этого создается высокая внутренняя энергия пара, которая и поступает из котла в сопла турбины. Струи пара, проходя через сопло непрерывным потоком, с высокой скоростью, которая чаще всего даже выше звуковой, воздействуют на рабочие лопатки турбины. Эти элементы жестко закреплены на диске, который, в свою очередь, тесно связан с валом. В этот момент времени происходит преобразование механической энергии пара в механическую энергию турбин ротора. Если говорить точнее о принципе работы ТЭС, то механическое воздействие влияет на ротор турбогенератора. Это из-за того, что вал обычного ротора и генератора тесно связываются между собой. А далее происходит довольно известный, простой и понятный процесс преобразования механической энергии в электрическую в таком устройстве, как генератор.

Движение пара после ротора

После того как водяной пар проходит турбину, его давление и температура значительно опускаются, и он поступает в следующую часть станции - конденсатор. Внутри этого элемента происходит обратное превращение пара в жидкость. Для выполнения этой задачи внутри конденсатора имеется охлаждающая вода, которая поступает туда посредством труб, проходящих внутри стен устройства. После обратного преобразования пара в воду, она откачивается конденсатным насосом и поступает в следующий отсек - деаэратор. Также важно отметить, что откачиваемая вода, проходит сквозь регенеративные подогреватели.

Основная задача деаэратора - это удаление газов из поступающей воды. Одновременно с операцией очистки, осуществляется и подогрев жидкости так же, как и в регенеративных подогревателях. Для этой цели используется тепло пара, которое отбирается из того, что следует в турбину. Основное предназначение операции деаэрации состоит в том, чтобы понизить содержание кислорода и углекислого газа в жидкости до допустимых значений. Это помогает снизить скорость влияние коррозии на тракты, по которым идет поставка воды и пара.

Станции на угле

Наблюдается высокая зависимость принципа работы ТЭС от вида топлива, которое используется. С технологической точки зрения наиболее сложным в реализации веществом является уголь. Несмотря на это, сырье является основным источником питания на таких объектах, число которых примерно 30% от общей доли станций. К тому же планируется увеличивать количество таких объектов. Также стоит отметить, что количество функциональных отсеков, необходимых для работы станции, гораздо больше, чем у других видов.

Как работают ТЭС на угольном топливе

Для того чтобы станция работала непрерывно, по железнодорожным путям постоянно привозят уголь, который разгружается при помощи специальных разгрузочных устройств. Далее имеются такие элементы, как по которым разгруженный уголь подается на склад. Далее топливо поступает в дробильную установку. При необходимости есть возможность миновать процесс поставки угля на склад, и передавать его сразу к дробилкам с разгрузочных устройств. После прохождения этого этапа раздробленное сырье поступает в бункер сырого угля. Следующий шаг - это поставка материала через питатели в пылеугольные мельницы. Далее угольная пыль, используя пневматический способ транспортировки, подается в бункер угольной пыли. Проходя этот путь, вещество минует такие элементы, как сепаратор и циклон, а из бункера уже поступает через питатели непосредственно к горелкам. Воздух, проходящий сквозь циклон, засасывается мельничным вентилятором, после чего подается в топочную камеру котла.

Далее движение газа выглядит примерно следующим образом. Летучее вещество, образовавшееся в камере топочного котла, проходит последовательно такие устройства, как газоходы котельной установки, далее, если используется система промежуточного перегрева пара, газ подается в первичный и вторичный пароперегреватель. В этом отсеке, а также в водяном экономайзере газ отдает свое тепло на разогрев рабочего тела. Далее установлен элемент, называющийся воздухоперегревателем. Здесь тепловая энергия газа используется для подогрева поступающего воздуха. После прохождения всех этих элементов, летучее вещество переходит в золоуловитель, где очищается от золы. После этого дымовые насосы вытягивают газ наружу и выбрасывают его в атмосферу, использую для этого газовую трубу.

ТЭС и АЭС

Довольно часто возникает вопрос о том, что общего между тепловыми и и есть ли сходство в принципах работы ТЭС и АЭС.

Если говорить об их сходстве, то их несколько. Во-первых, обе они построены таким образом, что для своей работы используют природный ресурс, являющийся ископаемым и иссекаемым. Кроме этого, можно отметить, что оба объекта направлены на то, чтобы вырабатывать не только электрическую энергию, но и тепловую. Сходства в принципах работы также заключаются и в том, что ТЭС и АЭС имеют турбины и парогенераторы, участвующие в процессе работы. Далее имеются лишь некоторые отличие. К ним можно отнести то, что, к примеру, стоимость строительства и электроэнергии, полученной от ТЭС гораздо ниже, чем от АЭС. Но, с другой стороны, атомные станции не загрязняют атмосферу до тех пор, пока отходы утилизируются правильным образом и не происходит аварий. В то время как ТЭС из-за своего принципа работы постоянно выбрасывают в атмосферу вредные вещества.

Здесь кроется и главное отличие в работе АЭС и ТЭС. Если в тепловых объектах тепловая энергия от сжигания топлива передается чаще всего воде или преобразуется в пар, то на атомных станциях энергию берут от деления атомов урана. Полученная энергия расходится для нагрева самых разных веществ и вода здесь используется довольно редко. К тому же все вещества находятся в закрытых герметичных контурах.

Теплофикация

На некоторых ТЭС в их схемах может быть предусмотрена такая система, которая занимается теплофикацией самой электростанции, а также прилегающего поселка, если таковой имеется. К сетевым подогревателям этой установки, пар отбирается от турбины, а также имеется специальная линия для отвода конденсата. Вода подводится и отводится по специальной системе трубопровода. Та электрическая энергия, которая будет вырабатываться таким образом, отводится от электрического генератора и передается потребителю, проходя через повышающие трансформаторы.

Основное оборудование

Если говорить об основных элементах, эксплуатирующихся на тепловых электрических станциях, то это котельные, а также турбинные установки в паре с электрическим генератором и конденсатором. Основным отличием основного оборудования от дополнительного стало то, что оно имеет стандартные параметры по своей мощности, производительности, по параметрам пара, а также по напряжению и силе тока и т. д. Также можно отметить, что тип и количество основных элементов выбираются в зависимости от того, какую мощность необходимо получить от одной ТЭС, а также от режима ее эксплуатации. Анимация принципа работы ТЭС может помочь разобраться в этом вопросе более детально.

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. Черепетская ГРЭС – первая в Европе мощная паротурбинная электростанция сверхвысокого давления. Станция расположена в городе Суворов на реке Черепеть. Место для электростанции было выбрано по двум критериям: с одной стороны недалеко от шахт Подмосковного угольного бассейна, с другой - сравнительно недалеко от потребителей электроэнергии, расположенных в пределах Московской, Тульской, Орловской, Брянской и Калужской областей.

Несколько слов о принципе работы ГРЭС (спасибо Википедии):

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.

(Фотография газового котла из репортажа с )

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.

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.

2. Согласно проектному решению, строительство третьей очереди осуществлялось в границах действующей Черепетской ГРЭС, что позволило частично использовать производственную инфраструктуру станции для обеспечения работы нового оборудования. Пусковой комплекс включает в себя главный корпус, пристанционный узел, системы топливоподачи и шлакоудаления, техводоснабжения и водоподготовки, очистные сооружения.

3. Забор воды осуществляется непосредственно из Черепетского водохранилища.

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

5. Железнодорожным транспортом на станцию доставляются уголь и мазут.

6. Вагоны с углем разгружаются вагоноопрокидывателями, далее уголь по транспортерам поступает на открытый склад угля, где распределяется и срабатывается кранами-перегружателями на первой и второй очередях, на третьей рапределение идет бульдозерами, а сработка - роторным экскаватором.

7. 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.

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

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

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

16. Лучи солнца осветили крошечного на фоне всего происходящего Виталика dervishv , 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.

17. 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. Щит управления.

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

26. Дымовая труба высотой 120 метров.

27. Блочный трансформатор.

28. ОРУ.

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

30. 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.

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

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

34. Вид с градирни на третью очередь с двумя новыми энергоблоками. 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.

36. Внутри градирни все оказалось довольно просто и скучно)

38. На фотографии хорошо видны все три очереди станции. Постепенно старые энергоблоки выведут из эксплуатации и разберут. Такие дела.

39. Большое спасибо Капитанову Сергею Михайловичу за интереснейшую экскурсию и терпение!

40. Выражаю благодарность пресс-службе «Интер РАО» за организацию съемки и всем коллегам фотографам за отличную компанию!
Случайные статьи

Вверх