Топливо, холодная вода и воздух - вот что потребляет тепловая электростанция. Зола, горячая вода, дым и электроэнергия - то, что она производит.
Тепловые электростанции работают на различных видах топлива.
В средней полосе Советского Союза многие электростанции работают на местном топливе - торфе. Его сжигают в топках паровых котлов в кусковом виде на движущихся решетках или в виде торфяной крошки - фрезерного торфа - в шахтно-мельничных топках или топках системы инж. Шершнева.
Фрезерный торф получается путем снятия мелкой стружки, крошки с торфяного массива зубчатыми барабанами - фрезами. Затем эту крошку сушат.
Сжигание фрезерного торфа в чистом виде долгое время оставалось неразрешенной проблемой, пока у нас в СССР инженер Шершнев не сконструировал топку, в которой фрезерный торф сжигается во взвешенном состоянии. Фрезерный торф вдувается воздухом в топку. Несгоревшие крупные частицы падают, но опять подхватываются сильной струей воздуха и, таким образом, остаются в топочном пространстве во взвешенном состоянии до полного сгорания.
В 1931 г. в СССР пущена первая в мире электростанция, сжигающая фрезерный торф в подобных топках. Это Брянская районная электростанция.
Позднее для сжигания фрезерного торфа были сконструированы шахтно-мельничные топки. В шахтных мельницах фрезерный торф подсушивается, дробится, перемешивается с воздухом и уже в виде очень мелких подсушенных частиц попадает в топку, где сгорает.
В нефтяных районах СССР есть еще электростанции, работающие па жидком топливе - мазуте (отходы перегонки нефти). Электростанции, находящиеся вблизи металлургических заводов, потребляют в качестве топлива доменный газ и газ коксовых печей. С открытием месторождений природного· газа часть электростанций стала применять и этот газ в топках своих котлов.
Но ни один из этих видов топлива не является таким распространенным, как уголь. Большинство тепловых электростанций СССР потребляет в качестве топлива различные со-рта углей.
Современные электростанции очень неприхотливы к качеству угля. Они могут использовать многозольные и Блажные угли, которые непригодны к сжиганию в топках пароходов и паровозов, в доменных и мартеновских печах.
Раньше на электростанциях уголь сжигался в топках паровых котлов на решетках - таких же, как в печах для кускового торфа и для дров. Практика показала, что значительно выгоднее сжигать уголь в виде мелкого порошка - угольной пыли. Для ее получения уголь размалывается в мельницах. В этих же мельницах он и подсушивается. Большинство современных тепло-вых электростанций работает на угольной пыли.
Для тепловой электростанции требуется очень большое количество воды. Надо питать паровые котлы. Но больше всего воды идет для охлаждения отработанного пара, для конденсирования его.
Современные крупные тепловые электростанции строятся большей частью на берегу реки, озера или специально созданного пруда. Но не всегда в том месте, где строится электростанция, есть достаточное количество воды. В этом случае довольствуются маленьким водохранилищем, где воду искусственно «охлаждают при помощи брызгальных бассейнов или градирен.
Фиг. 4-4. Распределение потерь и полезной энергии на паротурбинной электростанции.
Цифрами от 7 до 6 показаны потери: 1 - потери в котле (ушло в окружающий воздух и на нагревание котельной); 2-потери с уходящими газами;^- потери в паропроводах; 4 - потери в турбине и на нагревание машинного зала; 5 -потери в генераторе; 6 - потери с охлаждающей водой.
На конденсационной электростанции внутренние потери и потери с охлаждающей водой составляют 77%. На теплоэлектроцентрали часть тепла, содержащегося в отборном и отработанном паре турбин, используется в промышленных предприятиях 7 и для бытовых нужд 8. Суммарные потери составляют 65%.
К брызгальным бассейнам теплая вода подходит под напором. Система труб распределяет эту воду между множеством сопел. Вода выходит из них небольшими фонтанами, распыляется на мелкие брызги, охлаждается окружающим воздухом, и, уже охлажденная, падает в бассейн.
Градирни представляют собой высокие, полые внутри башни. В нижней их части по окружности расположены решетки. Теплая вода льется на решетки мелким дождем. Воздух проходит сквозь этот искусственный дождь, нагревается за счет тепла воды и вместе с парами воды попадает в центральную часть градирни. Эта гигантская труба создает тягу. Теплый воздух поднимается вверх и выбрасывается наружу. Над градирнями всегда стоят огромные облака пара.
Теплоэлектроцентралями - сокращенно ТЭЦ - называются электростанции, которые кроме электроэнергии отдают потребителям еще и тепло в виде пара для технологических нужд фабрик и заводов и в виде горячей воды, идущей на отопление жилищ и бытовые нужды населения.
Теплоэлектроцентрали значительно экономичнее простых или, как их называют, конденсационных электростанций. На последних больше половины тепла, получившегося при сжигании топлива, уносится с охлаждающей водой. На теплоэлектроцентралях эти потери значительно меньше, так как часть отработанного в турбинах пара идет непосредственно к потребителям и на подогрев воды для отопления и горячего водоснабжения окружающего района.
Итак, наиболее распространенной у нас в СССР является тепловая электростанция, работающая на угле, сжигаемом в топках паровых котлов в пылевидном состоянии. Такую именно электростанцию и посетим.
Топлавоподана
Для того, чтобы выработать 1 квтч электроэнергии на современной электростанции, затрачивается всего несколько сот граммов угля, но даже «средняя» электростанция в сутки потребляет несколько тысяч тонн угля.
Вот распахнулись ворота электростанции и, лязгая буферами, медленно входит очередной состав тяжелыхФиг. 4-5. технологического процесса тепловой электростанции (топливоподача и котельная). Поданный в саморазгружающихся вагонах в бункеры разгрузочного сарая 1 кусковой уголь по системе транспортеров 2 попадает в бункеры 3 дробильной башни и через магнитный сепаратор 4 и колосниковьй грохот 5- в дробилку 6, где дробится до кусков размером 10- 13 ΛίΛί. После дробилки мелкий уголь по транспортеру 2 подается на транспортеры бункерной галлереи 7 и по ним в бункера сырого угля котлов 8.
Из бункеров сырого угля посредством ленточного питателя 9, скомбинированного с ленточными весами, уголь попадает в шаровую мельнипу 10, где размалывается и подсушивается топочными газами, подведенными к мельнице по газопроводу 11. Смесь угольной пыли и газов отсасывается из мельницы мельничным вентилятором (эксгаустером) 12, проходит через мельничньй сепаратор 13, где крупные частицы пыли отделяются и возвращаются по пылепроводу 14 обратно в мельницу. Мелкая пыль с газами попадает в пь левой циклон 15, где пыль отделяется от газов и ссыпается в бункер пыли 16. Из циклона пыли 15 газы отсасываются по газопроводу 17 и через горелку 19
Вдуваются в топку котла 20.
В-этот же поток газов посредством питателей пыли 18 подсыпается количество пыли, необходимое для данной нагрузки котла. Дутьевой вентилятор 21 забирает из верхней части котельной нагретый воздух, прогоняет его через воздухоподогреватель 22, где воздух доводится до температуры 300 - ^50°, и подает его в количестве, нужном для полного сгорания пыли, по воздушным коробам 23 к горелкам 19. Огненные факелы, выходящие из горелок, имеют температуру около 1 500°Раскаленные топочные газы, образующиеся при сгорании пыли, отдают часть своего тепла лучеиспусканием экранным трубам 24, отсасываются из топки дымососом 29 и им же по борову 30 выбрасываются в дымовую трубу 31.
По пути из топки газы омывают кипятильные трубы 25, пароперегреватель 26, водоподогреватель - водяной экономайзер 27 и воздухоподогреватель 22. Температура газои падает ниже 200°. В электрофильтрах 28 уходящие газы очищаются от золы, которая ссыпается· вместе со шлаком из топки в каналы гидрозолоудаления 12, из которых уносится мощным потоком воды.
Вода в котел поступает из машинного зала по трубопроводу питательной воды 33, проходит через водяной экономайзер 27, где подогревается приблизительно до точки кипения для данного давления, подается в барабан котла 34 и оттуда заполняет всю трубную систему. Образующийся пар отводится из верхней части балабана котла по пароотводящим трубам 35 в пароперегреватель 26. Перегретый пар через главную паровую задвижку 37 по паропроводу перегретого пара 36 идет в машинный зал к турбинам.
четырехосных саморазгружающихся гондол. Каждая способна! вместить до 60 т угля.
Состав подается на вагонные весы, Где каждая гондола взвешивается. Взвешивание топлива необходимо для ведения точного учета техникс-эко’номических показателей работы электростанции и денежных расчетов с железной дорогой и шахтами-поставщиками.
После взвешивания часть вагонов идет на угольный склад, где разгружается для создания запасов угля. Склад необходим на случай возможных перебоев с транспортом.
Угольные склады электростанции оснащены мощными погрузочно-|разгрузочными механизмами - портальными кранами, кабель-кранами, паровыми или электрическими самоходными грейферными кранами. Простой вагонов под погрузкой и разгрузкой сводится к минимуму.
В зависимости от условий топливоснабжения на складе хранится такое количество угля, которое достаточно для обеспечения работы станции с полной нагрузкой в течение нескольких дней или даже недель.
Другая часть вагонов, которая оставалась у вагонных весов, забирается станционным паровозом И 1 подается к длинному зданию - разгрузочному сараю. Открываются большие двустворчатые двери разгрузочного сарая, загораются предупредительные сигналы, звонит звонок и весь состав вместе с паровозом входит внутрь - под разгрузку.
Рабочие поворачивают запорные рычаги, раскрывают нижние боковые щиты гондол и черный поток угля льется в большие, покрытые железными решетками с крупными ячейками ямы, расположенные по обеим сторонам железнодорожного пути. Это бункеры разгрузки. Мощные электрические лампы под потолком кажутся тусклыми от поднимающихся вверх клубов пыли Уголь подали сухой, потому так многоФиг. 4-6. технологического процесса (продолжение фиг. 4-5). тепловой электростанции (машинный зал и электрическая часть).
Перегретый пар от котлов по паропроводу 1 поступает в паровую турбину 2, где тепловая энергия пара переходит в механическую. Ротор турбины вращает соединенный с ним ротор генератора Л. Отработавший в турбине пар поступает в 4, где сжижается - конденсируется, отдавая свое тепло циркуляционной воде. Превратившийся в воду пар - конденсат - откачивается конденсатным насосом б и направляется в аккумуляторные баки 7 и деаэратор б, в котором из нагретой воды удаляется кислород. В ‘4 деаэратор, кроме конденсата, направляется добавка воды по трубопроводу 12 из химической водоочистки для возмещения потерь конденсата, сюда же перекачивающим насосом 9 подается дренаж из сборных дренажных баков 10. В зависимости от потребления воды котельной конденсат или накапливается в аккумуляторном баке, или расходуется из него в деаэратор. Освобождение воды от растворенного в ней кислорода происходит при прохождении головки деаэратора 11.
Из деаэратора воду забирает питательный насос /5и под напором гонит ее через подогреватель 14, где вода подогревается отборным паром турбины и по напорному трубопроводу питательной воды 15 идет в котельную к котлам. Отборный пар из турбины, кроме подогревателя, подается также и в деаэраторную головку.
Мощным циркуляционным насосом 16 прокачивается через латунные трубы 5 конденсатора холодная вода (циркуляционная вода). Отработанный пар турбины омывает эти тпубы, отдает циркуляционной воде свое тепло и конденсируется. Теплая циркуляционная вода по трубопроводу 17 поступает в розетку 18 градирни, стекает оттуда по решетке 19 в виде мелкого дождя и, встречаясь с потоком воз·духа, идущего в башню 20 градирни, охлаждается и из приемного бассейна 2/, уже охлажденная, возвращается к всасу циркуляционного насоса 16.
От статора генератора выработанная электроэнергия кабелем 22 через генераторные разъединители 23 и масляный выключатель 24 отводится на сборные шины распределительного устройства 27. От сборных шин часть электроэнергии через понижающие трансформаторы собственных нужд щет на питание электродвигателей собственного расхода и на освещение станции. Основная часть электроэнергии через повысительные трансформаторы 26 и масляные выключатели 27 идет по высоковольтной линии 28 в общую высоковольтную.
сеть энергосистемы.
пыли. Но бывает и по-иному. В осеннее и зимнее время, когда идут сильные дожди и снегопады, влажность угля чрезвычайно увеличивается. Уголь смерзается и его приходится ломами выбивать из гондол.
Из бункеров разгрузки уголь по системе ленточных транспорте;ров, сначала подземных, а затем поднимающихся по наклонным галлереям вверх, попадает в дробильную башню. Здесь молотковые дробилки мельчат его на куски величиной в 10-13 мм. Отсюда уголь идет в бункеры сырого угля паровых котлов. На этом заканчивается хозяйство цеха топли воподачи.
Фабрика пара
Когда стоишь внизу в котельной, в проходе между котлами, то кажется, будто находишься на узкой улице между высокими домами. Только дома необычного вида, обшиты стальными листами, окрашенными в черный цвет, и опоясаны легкими решетчатыми стальными мостками и лестницами. Современные котлы достигают высоты пятиэтажного дома.
Со всех сторон, котла-гладкая черная обшивка. Только на самом верху виднеется серебряный купол, как будто внутрь котла вмурован дирижабль. Это - барабан котла. Купол стального· барабана покрыт слоем теплоизоляции и покрашен алюминиевой бронзой. В куполе есть люк, чтобы можно было залезать внутрь барабана при монтаже и ремонте.
В нескольких местах на обшивке котла устроены небольшие дверцы-гляделки. Откроем одну из них. Лицо сразу обдает жаром, нестерпимо яркий свет ударяет в глаза. Гляделки выходят в топку котла, где происходит сгорание топлива. Напротив одной из открытых горелок укреплена черная трубка со стек-лянной линзой на конце, вроде половинки бинокля. Это оптический пирометр, измеряющий температуру в топке. Внутри трубки пирометра помещена чувствительная . Провода от нее идут к гальванометру, укрепленному на контрольном тепловом щите котла. Шкала гальванометра градуирована в градусах.
Температура внутри топки котла больше полутора тысяч градусов, а обшивка его стенок только теплая. Пламя в топке со всех сторон окружено рядом труб, наполненных водой и соединенных с барабаном котла. Эти трубы - водяной экран, как их называют, - воспринимают лучистую энергию раскаленных газов топки. За трубами экрана идет кладка из огнеупорного кирпича. За слоем огнеупорного кирпича выложен слой изоляционного диатомитового кирпича с очень малой теплопроводностью. А за этим кирпичом непосредственно под стальными щитами обшивки проложен еще слой стеклянной ваты или асбеста. Трубы, выходящие из котла, покрыты толстым слоем тепловой изоляции. Все эти меры значительно уменьшают потери тепла в окружающую среду.
Внутри топки
Рядом котел остановлен на ремонт. Через проем в его стене можно пройти внутрь топки на временный дощатый помост, сделанный на время ремонта. Как все серо внутри!
Все четыре стены топки покрыты трубами водяного экрана. Трубы одеты слоем рыхлой золы и шлака. В некоторых местах на боковых стенках топки трубы разведены и видны зияющие черные отверстия - горелки, через которые угольная пыль вдувается в топку:
Внизу стены топки сужаются в виде опрокинутой пирамиды, переходящей в узкую шахту. Это шлаковый бункер и шлаковая шахта. Сюда падает образующийся при горении угольной пыли шлак. Из шлаковых шахт шлак и зола смываются сильной струей воды в каналы гидрозолоудаления или ссыпаются в вагонетки и вывозятся на золоотвалы.
Когда стоишь внизу топки, то плохое освещение вначале скрадывает высоту топочного пространства. Но эта высота становится ощутимой, если окинуть взглядом одну из труб водяного экрана от самого низа до верха.
Внизу на уровне помоста трубы кажутся толщиной в руку и промежутки между ними ясно различимы. Вверху грубы изгибаются, образуя плоский свод. И там вверху эти трубы кажутся соломинками, уложенными в ровные ряды. Надо закинуть голову, чтобы осмотреть свод топки. Невольно рот открывается и в него сыплется сверху зола.
При работе котла все его водяные трубы непрерывно покрываются слоем нагара, слоем золы и сажи. Это ухудшает теплопередачу от раскаленных газов к воде в трубах. Во время ремонта котла все его водяные трубы тщательно очищаются.
Конструкторы паровых котлов подбирают скорость раскаленных газов, летящих сквозь пучки труб, достаточно высокой, чтобы уменьшить осаждение на них твердых частиц. Не то образовались бы наросты, подобные сталактитам и сталагмитам в пещерах.
Кроме того, во время работы котла полагается время от времени обдувать его трубы сильной струей сжатого воздуха или пара.
Объем топки котла более тысячи кубических метров. Страшно подумать, что творится в этом огромном пространстве во время работы котла, когда оно все заполнено бушующим пламенем и вихрями раскаленных газов.
Что такое угольная электростанция? Это такое предприятие по производству электричества, где первым в цепочке по преобразованию энергии стоит уголь (каменный, бурый).
Вспомним цепочку преобразования энергии на электростанциях, работающих по циклу .
Первое в цепи стоит топливо, в нашем случае уголь. Оно обладает химической энергией, которая при сгорании в котле преобразуется в тепловую энергию пара. Ещё тепловую энергию можно назвать потенциальной. Далее потенциальная энергия пара на соплах преобразуется в кинетическую энергию. Кинетическую энергию мы назовем скоростью. Эта кинетическая энергия на выходе из сопел турбины толкает рабочие лопатки и вращает вал турбины. Здесь получается механическая энергия вращения. Вал нашей турбины жестко сцеплен с валом электрического генератора. Вот уже в электрическом генераторе механическая энергия вращения преобразуется в электрическую энергию — электричество.
У угольной электростанции есть как преимущества, так и недостатки по сравнению, например, с газовой (обычной не будем брать в расчет современные ПГУ).
Преимущества угольных электростанций:
— низкая стоимость топлива;
— сравнительная независимость от поставок топлива (есть большой угольный склад);
— и… всё.
Недостатки угольных электростанций:
— низкая маневренность — обусловлена дополнительным ограничением по выходу шлака из , если он с жидким шлакоудалением;
— высокие выбросы, по сравнению с газовыми;
— более низкий КПД по отпуску электроэнергии — здесь добавляются потери в котле и увеличение собственных электрических нужд за счет системы угольного пылеприготовления;
— больше, чем на газовых станциях затраты на , связано с тем, что добавляется абразивный износ и большее количество вспомогательных установок.
Из этого небольшого сравнения видно, что угольные электростанции проигрывают газовым. Но все же мир не отказывается от их строительства. Это связано, прежде всего с экономической точки зрения.
Возьмем, к примеру, нашу страну. У нас есть некоторые места на карте, где добывают в больших количествах уголь. Самое известное — Кузбасс (Кузнецкий угольный бассейн), она же Кемеровская область. Там довольно много электростанций, самые крупные — и , кроме них есть еще несколько поменьше. Все они работают на угле, за исключением нескольких энергоблоков, где может использоваться в качестве резервного топлива газ. В Кемеровской области такое большое количество угольных электростанций обусловлено, конечно, тем, что уголь добывают «под боком». Практически отсутствует транспортная составляющая в цене угля для электрических станций. К тому же некоторые собственники ТЭС являются также собственниками угольных предприятий. Думается понятно, почему там не строят газовые станции.
К тому же разведанные запасы угля несравнимо больше, чем разведанные запасы природного газа. Это относится уже к энергетической безопасности страны.
В развитых странах шагнули дальше. Из угля делают так называемый синтетический газ, искусственный аналог природного газа. К этому газу приспособили уже некоторые , которые могут работать в составе ПГУ. А здесь уже совсем другие КПД (выше) и вредные выбросы (ниже), по сравнению с угольным станциями, да и со старыми газовыми.
Так что можно сделать вывод: уголь, как топливо для производства электричества, человечество будет использовать всегда.
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.
March 23rd, 2013
Однажды, когда мы въезжали в славный город Чебоксары, с восточного направления моя супруга обратила внимание на две огромные башни, стоящие вдоль шоссе. "А что это такое?" - спросила она. Поскольку мне абсолютно не хотелось показать жене свою неосведомленность, я немного покопался в своей памяти и выдал победное: "Это ж градирни, ты что, не знаешь?". Она немного смутилась: "А для чего они нужны?" "Ну что-то там охлаждать, вроде бы". "А чего?". Потом смутился я, потому что совершенно не знал как выкручиваться дальше.
Может быть этот вопрос, так и остался навсегда в памяти без ответа, но чудеса случаются. Через несколько месяцев после этого случая, вижу в своей френдленте пост z_alexey о наборе блогеров, желающих посетить Чебоксарскую ТЭЦ-2, ту самую, что мы видели с дороги. Приходиться резко менять все свои планы, упустить такой шанс будет непростительно!
Так что же такое ТЭЦ?
Это сердце ТЭЦ, и здесь происходит основное действие. Газ, поступающий в котел, сгорает, выделяя сумасшедшее количество энергии. Сюда же подается "Чистая вода". После нагрева она превращается в пар, точнее в перегретый пар, имеющий температуру на выходе 560 градусов, а давление 140 атмосфер. Мы тоже назовем его "Чистый пар", потому что он образован из подготовленной воды.
Кроме пара, на выходе мы еще имеем выхлоп. На максимальной мощности, все пять котлов потребляют почти 60 кубометров природного газа в секунду! Что бы вывести продукты сгорания нужна недетская "дымовая" труба. И такая тоже имеется.
Трубу видно практически из любого района города, учитывая высоту 250 метров. Подозреваю, что это самое высокое строение в Чебоксарах.
Рядом находится труба чуть поменьше. Снова резерв.
Если ТЭЦ работает на угле, необходима дополнительная очистка выхлопа. Но в нашем случае этого не требуется, так как в качестве топлива используется природный газ.
В втором отделении котлотурбинного цеха находятся установки, вырабатывающие электроэнергию.
В машинном зале Чебоксарской ТЭЦ-2 их установлено четыре штуки, общей мощностью 460 МВт (мегаватт). Именно сюда подается перегретый пар из котельного отделения. Он, под огромным давлением направляется на лопатки турбины, заставляя вращаться тридцатитонный ротор, со скоростью 3000 оборотов в минуту.
Установка состоит из двух частей: собственно сама турбина, и генератор, вырабатывающий электроэнергию.
А вот как выглядит ротор турбины.
Повсюду датчики и манометры.
И турбины, и котлы, в случае аварийной ситуации можно остановить мгновенно. Для этого существуют специальные клапаны, способные перекрыть подачу пара или топлива за какие-то доли секунды.
Интересно, а есть такое понятие как промышленный пейзаж, или промышленной портрет? Здесь есть своя красота.
В помещении стоит страшный шум, и чтобы расслышать соседа приходиться сильно напрягать слух. К тому же очень жарко. Хочется снять каску и раздеться до футболки, но делать этого нельзя. По технике безопасности, одежда с коротким рукавом на ТЭЦ запрещена, слишком много горячих труб.
Основную часть времени цех пустой, люди здесь появляются один раз в два часа, во время обхода. А управление работой оборудования ведется с ГрЩУ (Групповые щиты управления котлами и турбинами).
Вот так выглядит рабочее место дежурного.
Вокруг сотни кнопок.
И десятки датчиков.
Есть механические, есть электронные.
Это у нас экскурсия, а люди работают.
Итого, после котлотурбинного цеха, на выходе мы имеем электроэнергию и частично остывший и потерявший часть давления пар. С электричеством вроде бы попроще. На выходе с разных генераторов напряжение может быть от 10 до 18 кВ (киловольт). С помощью блочных трансформаторов, оно повышается до 110 кВ, а дальше электроэнергию можно передавать на большие расстояния с помощью ЛЭП (линий электропередач).
Оставшийся "Чистый пар" отпускать на сторону невыгодно. Так как он образован из "Чистой воды", производство которой довольно сложный и затратный процесс, его целесообразней охладить и вернуть обратно в котел. Итак по замкнутому кругу. Зато с его помощью, и с помощью теплообменников можно нагреть воду или произвести вторичный пар, которые спокойно продавать сторонним потребителям.
В общем то именно таким образом, мы с вами получаем тепло и электричество в свои дома, имея привычный комфорт и уют.
Ах, да. А для чего же все-таки нужны градирни?
Оказывается все очень просто. Что бы охладить, оставшийся "Чистый пар", перед новой подачей в котел, используются все те же теплообменники. Охлаждается он при помощи технической воды, на ТЭЦ-2 ее берут прямо с Волги. Она не требует какой-то специальной подготовки и также может использоваться повторно. После прохождения теплообменника техническая вода нагревается и уходит на градирни. Там она стекает тонкой пленкой вниз или падает вниз в виде капель и охлаждается за счет встречного потока воздуха, создаваемого вентиляторами. А в эжекционных градирнях вода распыляется с помощью специальных форсунок. В любом случае основное охлаждение происходит за счет испарения небольшой части воды. С градирен остывшая вода уходит по специальному каналу, после чего, с помощью насосной станции отправляется на повторное использование.
Одним словом, градирни нужны, что бы охлаждать воду, которая охлаждает пар, работающий в системе котел - турбина.
Вся работа ТЭЦ, контролируется из Главного Щита Управления.
Здесь постоянно находится дежурный.
Все события заносятся в журнал.
Меня хлебом не корми, дай сфотографировать кнопочки и датчики...
На этом, почти все. В завершение осталось немного фотографий станции.
Это старая, уже не рабочая труба. Скорее всего скоро ее снесут.
На предприятии очень много агитации.
Здесь гордятся своими сотрудниками.
И их достижениями.
Похоже, что не напрасно...
Осталось добавить, что как в анекдоте - "Я не знаю, кто эти блогеры, но экскурсовод у них директор филиала в Марий Эл и Чувашии ОАО "ТГК-5", КЭС холдинга - Добров С.В."
Вместе с директором станции С.Д. Столяровым.
Без преувеличения - настоящие профессионалы своего дела.
Ну и конечно, огромное спасибо Ирине Романовой, представляющей пресс-службу компании, за прекрасно организованный тур.
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).
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 мож- но 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.
