После долгого периода стагнации, когда потребление электроэнергии падало, а генерирующие мощности сокращались, а затем не менее сложного периода реформ, когда потребление росло, а мощности - нет, российская электроэнергетика наконец вступает в новый этап, связанный с осуществлением крупномасштабного строительства новых генерирующих мощностей.
После долгого периода стагнации, когда потребление электроэнергии падало, а генерирующие мощности сокращались, а затем не менее сложного периода реформ, когда потребление росло, а мощности - нет, российская электроэнергетика наконец вступает в новый этап, связанный с осуществлением крупномасштабного строительства новых генерирующих мощностей. По итогам 2010 года было введено в строй свыше 3,2 ГВт новых мощностей, что уже существенно превышает уровень среднегодовых показателей вводов 2000-х годов в 1-1,5 ГВт в год. Основная часть новых мощностей, как вводимых, так и планируемых, - это тепловые электростанции, среди которых доминирующее положение, как и на протяжении многих лет, занимают газовые ТЭС. Плюсы электростанций такого типа хорошо известны: высокий КПД, хорошие экологические характеристики, короткие сроки строительства, высокая масштабируемость и многое другое. Вспомним и о минусах, а вернее, о главном недостатке газовой генерации - цене топлива. Если цена на газ во всем мире фактически привязана к стоимости нефти, цена которой во многом определяется факторами далекими от энергетики, то цена на уголь от цен нанефть зависит мало, и рост стоимости угля за последние 10 лет существенно отставал от роста цен на голубое топливо.
Почему же тогда в других странах доля угольных электростанций в общем объеме генерирующих мощностей столь сильно отличается от нашей электроэнергетики? Может быть, у России какой-то собственный путь или дело в чем-то другом?
Собственный путь или как у всех?
Посмотрим, почему же так получилось, что сегодня только в европейской части России доля газа в топливном энергобалансе составляет свыше 80%, а в целом по России - более чем 2/3 от общего объема потребляемых в генерации топливно-энергетических ресурсов. Ответ на этот вопрос - в области истории отечественной энергетики. В отечественной истории хороший шанс для опережающей модернизации электроэнергетики был получен в 60-70-е годы прошлого века, когда произошло открытие и освоение крупных месторождений газа в восточной части страны, а мировая атомная энергетика сделала серьезный практический рывок от военно-экспериментальной в сторону гражданской и коммерческой. Советское правительство, безусловно, разумно распорядилось открывшимися возможностями: масштабный перевод угольных электростанций в европейской части страны с угля на газ и не менее масштабное строительство там же новых атомных генерирующих мощностей должны были позволить решить сразу несколько задач. Руководство СССР предполагало, что форсированный перевод энергетики на дешевый в то время газ позволит в течение 20-25 лет провести меры по повышению эффективности работы угольной промышленности, даст время для внедрения и освоения передовых технологий сжигания угля. Итогом этого многолетнего плана должна была стать современная энергетика, по своей экономической эффективности и структуре не просто соответствующая требованиям, предъявляемым промышленно развитой экономике, но и способная обеспечить устойчивое развитие страны на многие десятилетия вперед. К сожалению, этим планам не было суждено сбыться, и среди главных причин, помешавших их осуществлению, были: сначала чернобыльская катастрофа, по понятным причинам серьезно затормозившая развитие отечественной атомной энергетики и не позволившая довести до конца уже начатое строительство многих АЭС, а потом и распад Советского Союза. К тому моменту дешевый газ прочно занял свое место в энергетике страны, потеснив в нем в первую очередь уголь, а во вторую - не дав занять свою долю атомной энергетике.
В остальном мире судьба угля в энергетике была менее трагичной, хотя стоит, пожалуй, указать на два примера массового вытеснения угля из энергетики развитых стран. Первый пример - это Великобритания, для которой открытие огромных месторождений нефти и газа в Северном море в 70-е годы прошлого века дало возможность не только снизить зависимость от импортируемых энергоносителей, но и впоследствии закрыть свою угольную промышленность: одну из старейших в мире, но объективно проигрывавшую глобальную конкурентную борьбу. Франция - второй пример того, как из соображений национальной энергетической безопасности и роста эффективности экономики страна избавилась от собственной угольной промышленности, заменив ее на по тем временам суперсовременный ядерно-энергетический комплекс. В других же странах угольная энергетика не только не была предана забвению, но и получила второе дыхание: новые технологии позволили довести основные экологические характеристики угольных ТЭС практически до газовых аналогов, а по показателям КПД порой даже сравняться с ними. Что это за технологии?
Как сжигаешь, то и пожнешь
Главным технологическим аспектом, определяющим применение угля в электроэнергетике, является технология его сжигания. Именно она, по сути, определяет все основные технико-экономические параметры и характеристики угольной электростанции. На сегодняшний день используются следующие основные технологии сжигания угля: факельное сжигание; низкотемпературное вихревое сжигание; сжигание в кипящем слое; газификация угля.
Факельное сжигание на нынешний день - самый распространенный способ использования угля в электроэнергетике. Измельченный до пылеобразного состояния и обогащенный до необходимых значений уголь подается (вдувается в составе воздушной смеси) в топку, где происходит его сгорание при температуре свыше 1200оС. Главные минусы этой технологии - невозможность обеспечить полное сгорание угольно-воздушной смеси и высокий уровень выхода загрязняющих веществ в дымовых газах. Для их удаления, соответственно, необходимо устанавливать и обслуживать дорогостоящие системы очистки. Можно даже сказать, что современная угольная электростанция при использовании данной технологии представляет симбиоз собственно электростанции и химзавода по утилизации дымовых газов.
Технология низкотемпературного вихревого сжигания (ВИР-технология) является отечественной разработкой. Как и при обычном факельном сжигании, происходит вдувание угольной смеси в топку. Ключевое ее отличие от обычного факельного сжигания угля - создание при помощи вихревых потоков воздуха двух зон сжигания: низкотемпературное сжигание осуществляется в нижней, а высокотемпературный дожиг - в верхней части топки. Преимущества технологии - более полное сгорание топлива и низкий выход вредных веществ за счет более низкой температуры горения угля. Немаловажно, что в топке можно использовать уголь крупного помола вплоть до 100 мм, что, во-первых, дает экономию на установке по приготовлению угольной пыли, а во-вторых, повышает общую безопасность ТЭС. Не секрет, что пылеугольная воздушная взвесь представляет собой опасную взрывоопасную субстанцию и ее исключение из технологической цепочки - немалый плюс данного способа сжигания угля.
Сжигание в кипящем слое и, как ее разновидность, сжигание в циркулирующем кипящем слое (ЦКС) базируется на развитии идеи слоевого сжигания в топке. В отличие от классического слоевого сжигания, когда размолотый до определенного размера кусков уголь сжигается на решетке в топке, при использовании ЦКС из-под решетки подается под давлением воздух. Сочетание определенного размера помола угля и скорости подачи воздуха позволяют осуществлять сгорание не на самой решетке, а над ней. Происходит сгорание частиц угля в воздухе, уголь как бы кипит. Не полностью выгоревший уголь улавливают и циклически возвращают в зону горения до полного его выгорания.
Главные преимущества ЦКС - хорошие экологические характеристики, достигаемые в том числе и за счет низких температур сгорания угля, возможность использовать широкий спектр угольного топлива вплоть до низкокалорийного бурого угля.
ВГУ - внутрицикловая газификация угля (по западной терминологии - IGCC) - является наиболее перспективной технологией для электроэнергетики. ТЭС с ВГУ - это в первую очередь химпроизводство и лишь затем электростанция. Ключевым элементом такой ТЭС является реактор-газогенератор. Находящийся там уголь подвергается окислению при помощи кислорода или сжатого воздуха. В ходе реакции преимущественно выделяются угарный газ и водород, а также углекислый газ, азот и ряд других примесей, образующие горючий генераторный газ. На следующем этапе газ проходит очистку от сернистых и иных соединений и поступает в парогазовый цикл «камера сгорания - ГТУ - паровая турбина», практически идентичный ПГУ на природном газе.
Среди плюсов ПГУ/ВГУ - наилучшее из всех имеющихся альтернатив использование полезных свойств угля, включая получение из газогенераторного газа ряда востребованных на рынке продуктов (таких как, например, метанол), высочайший КПД (50% и более) наряду с выдающимися экологическими характеристиками. Во время ночного спада потребления электроэнергии электростанция с ВГУ может разгрузить турбины/генераторы и переключиться на производство водорода и других продуктов газогенерации.
Сейчас в мире эксплуатируются лишь несколько ВГУ-электростанций. Объясняется это в основном новизной технологии и связанными с этим издержками: низкой надежностью, высокими капитальными и эксплуатационными затратами, необходимостью разработки и масштабного строительства турбин высокой мощности, использующих в качестве топлива водород.
Дайте углю шанс!
Технологий сжигания угля много, и они постоянно совершенствуются. Так что же сегодня мешает нам.jpg)
воспользоватьсяестественным преимуществом России - огромными запасами угля и ставшей в результате реформ 90-х годов современной и рентабельной угольной промышленностью?
В России существуют три группы препятствий: ценовые, географические и технологические.
В ценовом соотношении уголь по-прежнему проигрывает газу. Судя по структуре новых вводов генерирующих мощностей и реконструкции старых, определенную веру в будущее угольной генерации сохраняют лишь итальянцы из компании Enel, которые провели ряд модернизационных мероприятий на входящих в состав ОГК-5 уральских угольных энергоблоках. В остальном же новые мощности работают на газе, хотя во всем мире, пусть и преодолевая не всегда обоснованное сопротивление экологических активистов, строятся новые угольные ТЭС и модернизируются старые. К примеру, немецкий концерн E.On, владеющий в России компанией ОГК-4, не строит угольные ТЭС у нас и даже не объявляет о таких планах, но при этом реализует проекты в сфере угольной генерации в Германии и Великобритании. Разгадка проста: цены на газ в отличие от цен на уголь в странах Европы и в России отличаются в разы. Конечно, это подталкивает зарубежных энергетиков к диверсификации структуры генерирующих мощностей и использованию более дешевого угля для удовлетворения базовых потребностей энергосистемы, а газа - для покрытия пиков потребления. Соотношение цен на газ и уголь на российском внутреннем рынке хоть и улучшилось за последнее десятилетие, но тем не менее пока слишком далеко от уровня, способного заставить энергетические компании серьезно задуматься о строительстве новых угольных ТЭС.
География добычи угля в нашей стране всегда была проблемой с точки зрения логистики: крупные потребители могли находиться за многие сотни километров от поставщиков. С закрытием в 90-е годы целых угольных бассейнов эта проблема еще более усугубилась: например, на одну из немногих сохранившихся в центральной части страны Рязанскую ГРЭС поставляют кузбасские угли, а это - несколько тысяч километров пути. В итоге в конечной цене угля для этой электростанции доля транспортной составляющей - около 75%. В таких условиях в европейской части страны конкуренция угля с газом если не бессмысленна, то затруднена. Реформа железнодорожного транспорта также не добавляет оптимизма в этом вопросе. Если раньше государство могло как-то влиять на транспортную составляющую, поддерживая ценовой баланс на перевозку различных видов грузов за счет имеющегося у ОАО «РЖД» собственного инвентарного парка, то после передачи всех вагонов в дочерние ОАО «ПГК» и ОАО «ВГК» и планируемой осенью 2011 года продажи 75% акций ОАО «ПГК» административных рычагов воздействия не останется.
Но даже если представить, что эти проблемы вдруг каким-то чудом разрешились сами собой, то останется вопрос: кто и как будет строить новые угольные мощности. Если это будет происходить так, как сейчас происходит в угольной генерации, когда энергокомпании с иностранным капиталом используют только зарубежное оборудование при строительстве новых газовых ТЭС, а российские компании в лучшем случае комбинируют отечественные и импортные решения, то стоит подумать, есть ли смысл в таком развитии. Ведь не столько развивается отечественная угольная генерация, сколько усиливается и без того высокая зависимость энергетики от импортного оборудования. А как сказал в своем выступлении на совещании по проблемам энергетического машиностроения председатель правительства РФ В.В.Путин: «Рынок денег стоит, а мы бесплатно его отдаем».
Что делать?
Во-первых, имеются резервы в сфере повышения эффективности транспортировки угля. Одной из них является создание специализированного, так называемого угольного вагона повышенной грузоподъемности и вместимости. К примеру, в Великобритании уголь перевозят на расстояния, зачастую в десятки раз меньшие, чем в России, в то же время там используется тип вагона примерно на 1/3 большей грузоподъемности, чем применяемый в России.
Во-вторых, среди резервов повышения фактических объемов перевозки угля пока незадействованным остается более широкое применение в электроэнергетике обогащенных углей. Перевозка вместо обычного, необогащенного, угля (углей, прошедших переработку на обогатительной фабрике) позволит значительно увеличить полезную нагрузку на вагон, то есть при том же физическом объеме груза объем перевозок в тоннах условного топлива возрастет за счет более высокой энергетической ценности обогащенной тонны угля по сравнению с необогащенной. Надо сказать, что в этом направлении за последние 10 лет было сделано немало: российские угледобывающие компании, подчиняясь требованиям мирового рынка, существенно нарастили мощности обогатительных фабрик: модернизировались старые предприятия, строилось множество новых. Так что когда внутренний рынок потребует много качественного угля, то он его получит в нужном объеме. Другое дело, что в своем нынешнем виде российский внутренний рынок угля пока, к сожалению, особо и не нуждается в стандартизированном и качественном угольном топливе.
Дело в том, что объекты электроэнергетики, построенные в советский период, создавались под так называемые проектные угли, то есть применяемая технология и конкретные технические параметры сжигания углей существенно затрудняют использование углей от непредусмотренных проектом поставщиков, или делают использование непроектных углей экономически невыгодным. Таким образом, развитие угольной генерации должно проводиться на основе использования высокоэффективных технологий сжигания, позволяющих использовать угли с различными качественными характеристиками. К таким технологиям относятся уже описанные сжигание угля в циркулирующем кипящем слое (ЦКС) или вихревые технологии сжигания, близкие к ЦКС.
Широкая программа по угольной модернизации электроэнергетики может быть осуществлена с приемлемыми затратами для экономики страны в случае минимизации издержек на производство оборудования для угольной генерации. После проведения комплексного анализа перспективных потребностей отечественной электроэнергетики в оборудовании необходимо стандартизировать 3-4 типа угольных энергоблоков и организовать их массовое производство. Это позволит значительно сократить стоимость и сроки реализации мероприятий по увеличению доли угольной генерации в электроэнергетике.
Каковы перспективы использования угля?
Автор: Григорьев А.В., Рудаков Е.Н.
