Ваш регион
Любая угольная ТЭС работает не на «каком-то угле», а на угле конкретной ма

Сжигать по проекту

Любая угольная ТЭС работает не на «каком-то угле», а на угле конкретной марки, удовлетворяющем четким сертификационным характеристикам. Такое топливо называют проектным. «Кислород.ЛАЙФ» объясняет, почему при этом на станциях можно использовать и непроектное топливо.

Большинство обывателей, как правило, вообще не задумывается о том, на каком топливе работает тепловая электростанция (ТЭС) по соседству. Батареи греют, горячая вода из крана течет — что еще нужно? Между тем любая ТЭС на то и тепловая, что сжигает органическое топливо: как правило, либо газ, либо уголь. Бывают, конечно, исключения — например, Мурманская ТЭЦ, по факту объединяющая три крупных городских котельных, с 1960-х работает на завозном мазуте. Мурманчан периодически беспокоит неприятный запах, возникающий при сливе цистерн с топливом, но деваться некуда: газопровода до региона не дотянуто, а под местный уголь «заточена» лишь Апатитская ТЭЦ, да ряд котельных в поселках.

Но Мурманск — случай исключительный. Доминирующее положение в России все-таки занимают газовые ТЭЦ — с западной стороны Урала, где еще с 1970-х усиленно развивалась сеть магистральных и региональных газопроводов, тепловую энергетику давно перевели на «голубое топливо». А вот в Сибири и частично на Дальнем Востоке ТЭС исторически и до сих пор сжигают уголь — либо каменный (главным образом, с месторождений Кузнецкого угольного бассейна в Кемеровской области), либо бурый (Канско-Ачинский бассейн в Красноярском крае и др.).

Вопреки расхожему стереотипу, сравнивать эти два вида энергетического угля, мягко говоря, некорректно — и у бурого, и у каменного очень много марокя , и они могут кардинально различаться по ключевым качественным характеристикам. Главные из них: теплота сгорания, зольность, влажность, содержание серы и азота, химический состав золы, температура ее плавления и гранулометрический состав, коэффициент размолотоспособности и т.д. А также — выход летучих веществ, который показывает, сколько газообразных горючих веществ образуется при нагревании того или иного угля. Именно этот показатель является критерием отнесения угля к той или иной марке. Чем он выше, тем проще «разжечь» топливо. Но есть и минусы: такой уголь склонен к самовозгоранию при длительном хранении в штабелях. 

Скачать


Разные марки — разные характеристики, но именно по ним и стоит сравнивать угли, сжигаемые на той или иной станции. К примеру, марки бурого угля с Бородинского разреза СУЭК имеют очень низкий уровень зольности, около 5% — это в два, а то и в четыре раза ниже, чем у различных марок каменного угля (опять же, в зависимости от месторождений). А это существенный плюс, ведь при сжигании такого угля образуется меньше золы.

Сравнивать два вида энергетического угля некорректно — и у бурого, и у каменного очень много марок, и они могут кардинально различаться по ключевым качественным характеристикам.
Сравнивать два вида энергетического угля некорректно — и у бурого, и у каменного очень много марок, и они могут кардинально различаться по ключевым качественным характеристикам.
Скачать


Географический фактор

Каждая конкретная ТЭЦ или ГРЭС проектируется под определенную марку угля — такой уголь будет для станции проектным топливом. «Выбор, как правило, обусловлен целым комплексом различных факторов: экономических, географических, технических и т.п. На практике существует два варианта размещения ТЭС как генерирующего предприятия, которое производит и электрическую, и тепловую энергию (для котельных эти факторы не столь существенны). Первый — в непосредственной близости от потребителя: обычно речь идет о крупном промышленном узле, большой городской агломерации, где нужны электроэнергия, пар, тепло. Тем самым обеспечиваются минимальные затраты на передачу электрической и тепловой энергии. Второй вариант размещения ТЭЦ — рядом с месторождением топливно-энергетического сырья. Это классическая схема строительства тепловой электростанции «на борту угольного разреза». С экономической точки зрения это позволяет снизить издержки на транспортировку топлива, а они в случае с тем же углем довольно велики», — объясняет в комментарии для «Кислород.ЛАЙФ» Алексей Кутырев, начальник управления эксплуатации ТЭС Кузбасского филиала Сибирской генерирующей компании (СГК). 

Второй вариант, очевидно, характерен для размещения мощных конденсационных ТЭС, которые в России исторически называют ГРЭС. Так, Березовская ГРЭС в Красноярском крае (входит в структуру «Юнипро») построена в 15 км от одноименного разреза Канско-Ачинского буроугольного месторождения, причем топливо поступает на станцию по транспортеру! Назаровская ГРЭС (входит в СГК) — в 5 км от «родного» для нее угольного месторождения. А самую мощную на Дальнем Востоке Приморскую ГРЭС разместили прямо на борту Лучегорского разреза Бикинского угольного месторождения, и станция образует с ним единый технологический комплекс (хотя может работать и на бурых углях ряда других месторождений Приморского края). 

Первый же вариант размещения характерен для большинства теплофикационных станций, согревающих и освещающих конкретные города – в таком случае поставки угля становятся зависимы от железнодорожной логистики, тем более что речь обычно идет о ежесуточных эшелонах. По такой схеме работают ТЭЦ в Омске, Новосибирске, Красноярске, Томске, Иркутске и других городах Сибири. Крайне редко для доставки топлива используются грузовые автомобили: например, на Усть-Илимскую ТЭЦ (входит в ПАО «Иркутскэнерго») уголь возят самосвалами с Жеронского разреза компании «Востсибуголь» (обе компании входят в «ЕвроСибЭнерго» En+ Group), расстояние до которого составляет около 30 км. Но вообще этот способ и обходится дороже, и наносит большой вред автодорогам, да и для локальной экологии не безвреден. Поэтому используется крайне редко. 

Географический фактор влияет на то, что довольно часто между конкретным угольным разрезом и конкретной ТЭЦ складываются достаточно жесткие связи. Про Жеронское месторождение и Усть-Илимскую ТЭЦ сказано выше. Разрезы «Тулунуголь» и «Черемховуголь» (входят в «Востсибуголь») обеспечивают топливом станции «Иркутскэнерго» на юге Иркутской области – в Зиме, Черемхове, Усолье-Сибирском, Ангарске, Иркутске. А сырье с Ирбейского разреза, который расположен в Красноярском крае, транспортируют на север Приангарья – для ТЭЦ в Братске. Все тепловые станции Кузбасса, что совершенно логично, работают на каменных углях Кузнецкого бассейна; кроме того, этот же уголь поставляется и на ТЭЦ в соседние с Кемеровской области регионы Западной Сибири, где своих месторождений просто нет – например, в Алтайский край, Новосибирскую и Томскую области. Красноярский край и Хакасия «завязаны» на угли Канско-Ачинского бассейна. В Туве свой уголь. А вот Омский регион исторически связан с казахстанским Экибастузом – опять же из-за логистики. 

Короткое «плечо доставки» от места добычи до электростанции позволяет существенно сокращать транспортные издержки и выстраивать единую эффективную производственную цепочку от добычи до последующей переработки угля в электрическую и тепловую энергию. Но в этом правиле бывают исключения – например, на самую мощную угольную ГРЭС в России – Рефтинскую в Свердловской области (пока еще входит в структуру итальянской Enel) – уголь доставляют по железной дороге с того же Экибастузского месторождения, транспортное плечо при этом – почти 1,5 тыс. км. Так уж спроектировали все в СССР. 

«Выбор конкретной марки угля мог быть связан с физико-химическими характеристиками той или иной марки угля; с тем, месторождение какого именно угля находится рядом с местом строительства ТЭЦ; с тем, какова себестоимость добываемого на соседнем разрезе или шахте угля; с тем, каковы будут затраты на транспортировку угольного топлива на электростанцию и т.п. Выбор проектного топлива – это всегда результат серьезного анализа, расчетов. Потому что с учетом характеристик проектного топлива создается проект будущей ТЭЦ и производится необходимое для нее основное и вспомогательное оборудование, в том числе котлы для сжигания топлива», - объясняет Алексей Кутырев. 

Его коллега по СГК, директор Абаканской ТЭЦ Владимир Моргун, добавляет, что на выбор проектного топлива для той или иной станции влияет также надежность и бесперебойность будущих поставок. 

На самую мощную угольную ГРЭС в России – Рефтинскую в Свердловской области – уголь доставляют по железной дороге с Экибастузского месторождения в Казахстане, транспортное плечо – почти 1,5 тыс. км.
На самую мощную угольную ГРЭС в России – Рефтинскую в Свердловской области – уголь доставляют по железной дороге с Экибастузского месторождения в Казахстане, транспортное плечо – почти 1,5 тыс. км.
Скачать


Пробные сжигания и модернизация

Простая логика подсказывает, что в определенных условиях любая ТЭС может столкнуться с задачей перехода на сжигание угля «чужой» марки. Такое случалось и в годы СССР, но тогда переход на непроектные угли (или даже новые виды топлива – вспомним про «газовую паузу»!) вызывался, главным образом, дефицитом проектного топлива в транспортной доступности. В рыночное время такие решения стали определяться экономикой (цена топлива, стоимость перевозок, трудозатраты и стоимость реконструкции оборудования и т.д.) и даже требованиями экологии. 

Перевод ТЭС на «непроектное» топливо – само сочетание звучит, как правило, пугающе; у обывателей могут возникнуть нездоровые фобии, что это чревато. Например, когда в прошлом году СГК объявила о переводе Новосибирской ТЭЦ-5 с каменного на бурый уголь (вспомни, о чем было сказано – про конкретные марки), среди общественности поднялась пусть и слабая, но волна опасений. При этом мало кто из «диванных» специалистов, возмущавшихся в соцсетях якобы самоуправством монополиста, в принципе мог бы объяснить, что такое «непроектное» топливо. И какие марки угля для той же ТЭЦ-5 является «проектными». 

Тут стоит немного углубиться в технологии. Хотя все котлоагрегаты, а также вспомогательное оборудование ТЭС, и проектируются на сжигание марок с конкретными сертификационными характеристиками, реальная ситуация с топливообеспечением конкретной станции зачастую заставляет операционный персонал действовать творчески. И использовать в технологических процессах другие марки углей или их смеси. Задача – обеспечить подачу в котлы топливо с четкими качественными свойствами – без существенного снижения эффективности производства энергии и без нанесения ущерба оборудованию!

«Зачастую для поддержания проектного уровня эффективности производства энергии не требуется реконструкции основного и вспомогательного оборудования ТЭС. При проектировании котельное оборудование рассчитывается как на проектном топливе, так и на топливе улучшенного/ухудшенного качества», - отмечалось в работе ученых Вятского госуниверситета А.С. Лоншакова и А.Г. Шемпелева «Использование непроектных углей на ТЭС»

Таким образом, непроектным для ТЭС считается только «топливо, характеристики которого не учтены в технологии его сжигания и конструкции оборудования, реализующего эту технологию»: «Под таким твердым топливом подразумеваются угли, марки и месторождения которых отличны от проектных, а также низкосортные угли той же марки и того же месторождения с качественными характеристиками, не соответствующие проектным показателям». Работа на «непроектном» угле в самом крайнем случае может привести к поломке оборудования. Но все же главное, чем это чревато – снижением эффективности производства тепла и электроэнергии. 

В отличие от ГЭС, где замена типа гидроагрегата – явление крайне редкое (как правило, это признание ошибки, совершенной на этапе проектирования), но технически возможное – перевод любой ТЭС с проектного на непроектное топливо также дело решаемое. Любой объект генерации в энергетике – это, прежде всего, технологический комплекс, состоящий из определенного набора оборудования, которое априори можно перенастраивать и заменять. Вопрос – в целесообразности и цене. 

Еще в 2001 году в РАО «ЕЭС России» были утверждены методические указания для проведения такой перестройки. Они действуют и сегодня. 

«Для перевода станции на уголь другой марки требуется обязательное согласование данного вопроса с заводом-изготовителем котельного оборудования, проведение опытного сжигания топлива, контроль поведения котлоагрегата, исследование поверхностей нагрева котла и т.п. Процесс довольно длительный и трудоемкий», - дополняет коллегу Владимир Моргун. 

Подобные опыты на любой ТЭС обязательно проходят под жестким контролем Ростехнадзора. О самодеятельности энергетиков в данном случае не может идти и речи. В результате испытаний и принимается решение о целесообразности перевода, которая, как правило, упирается в стоимость модернизации оборудования – в каждом конкретном случае суммы будут индивидуальные. Иногда бывает достаточно «подкрутить» в самом сжигании – этим процессом на ТЭС могут управлять, соответственно, «улучшая» спецификации тех или иных углей. Но так бывает крайне редко. Самое дорогостоящее в любом переводе – это реконструкция котлоагрегатов, также недешево может обойтись замена оборудования топливоподачи и пылеприготовления. Ведь в зависимости от характеристик угля вроде бы схожие технологические процессы могут требовать разных спецификаций. 

Инженер Леонид Капельсон в своих статьях отмечал еще одно важное условие перевода ТЭС на непроектное топливо – обучение оперативного персонала особенностям эксплуатации нового вида угля. В противном случае это может обернуться тяжелыми последствиями с выводом из строя оборудования. «Перед переходом на сжигание нового топлива на основании анализа его характеристик и характеристик оборудования необходимо сделать предварительное заключение о возможности его сжигания с учетом обеспечения: устойчивого топочного режима с удовлетворительной полнотой сгорания; длительной работы в необходимом диапазоне нагрузок; номинальных параметров пара; допустимой температуры металла поверхностей нагрева; устойчивого выхода шлака при жидком шлакоудалении; надежной и эффективной работы систем золошлакоудаления и золоулавливания с уровнем выброса твердых частиц в пределах допустимых значений; допустимого уровня выбросов в атмосферу оксидов азота и серы», - отмечалось в статье инженера «Организация и проведение опытного сжигания непроектного топлива»

Для перевода станции на уголь другой марки требуется обязательное согласование данного вопроса с заводом-изготовителем котельного оборудования, проведение опытного сжигания топлива, контроль поведения котлоагрегата, исследование поверхностей нагрева котла
Для перевода станции на уголь другой марки требуется обязательное согласование данного вопроса с заводом-изготовителем котельного оборудования, проведение опытного сжигания топлива, контроль поведения котлоагрегата, исследование поверхностей нагрева котла
Скачать

Как подчеркивают в СГК, соблюдение всех этих условий обязательно не только для перевода ТЭЦ с каменного на бурый уголь, но и для перехода с одной на другую марку каменного угля. Например, в 2011-2012 годах девять котлоагрегатов на Ново-Кемеровской ТЭЦ и шесть котлоагрегатов Кемеровской ГРЭС перевели с проектного для них угля марки СС (слабоспекающийся) на сжигание марки Д (длиннопламенный). «Причина была сугубо экономическая: острый дефицит в регионе угля марки СС, который востребован на внешних рынках, в то время как уголь марки Д у нас более распространен и стоимость его ниже. Технически перевод на новую марку угля вылился в масштабную реконструкцию оборудования двух кемеровских электростанций. Причем основное внимание было уделено модернизации систем топливоподачи, потому что уголь марки Д относится к третьей (более высокой чем у угля марки СС) группе взрывоопасности, а значит и требования к работе с ним в части пожаро- и взрывоопасности жестче. Мы справились с этой задачей — и уже около семи лет на этих двух станциях используем уголь марки Д, все оборудование работает стабильно, проблем нет», - рассказал Алексей Кутырев. 

Как объяснили «Кислород.ЛАЙФ» в Новосибирском филиале СГК, в конечном итоге любая ТЭС стремится к максимальной эффективности производства тепловой и электрической энергии, которая зависит от стоимости тонны условного топлива угля. В этой цифре учитываются не только цена закупки у поставщика и затраты на доставку топлива до склада на конкретной ТЭС (тариф РЖД и услуга перевозчика), но и эксплуатационные издержки, «возникающие при хранении, приготовлении топлива для подачи на сжигание в котлы, а также при перемещении, хранении и утилизации золошлаковых отходов после сжигания». «И, конечно, затраты на ремонты и восстановление изнашиваемого в процессе эксплуатации оборудования топливоподач и установок для приготовления и сжигания пылевидного топлива», - добавили в филиале. Проще говоря, никто не станет устраивать топливные революции в ущерб экономике.

Источник: Кислород. Life