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

Источник: sdelanounas.ru

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

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

Сложности конкуренции

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Уголь подвинул газ

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

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

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

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

Другие материалы по теме

Танцы на угле

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

27 Марта 2014 в 14:12

Изучая поисковые запросы «Яндекса», можно обнаружить интересные особенности распространения информации об энергетике. Пользователи поисковика отправляют запросы «возобновляемые источники энергии» и «электромобили» в 5-12 раз чаще, чем «угольная энергетика». В реальной жизни все наоборот - угольные электростанции выработали в 2017 году в мире в полтора раза больше электроэнергии, чем газовые, и почти столько же, сколько все остальные, взятые вместе, включая АЭС, ГЭС и ВИЭ.

Действительно, угольная генерация еще со времен промышленного бума в Великобритании и Германии остается основой мировой электроэнергетики - она традиционно развивается там, где нужно «здесь и сейчас» обеспечивать бурный экономический рост и где есть свой дешевый и доступный энергетический уголь. Сегодня твердое «черное золото» - доминирующий источник электроэнергии в Китае, Индии, странах Юго-Восточной Азии.

Верно и другое. В XX веке угольным электростанциям работалось гораздо спокойнее, чем сейчас. Люди становятся все более чувствительны к чистоте воздуха, а старые угольные ТЭС с их низкими дымовыми трубами идеально подходят на роль главных загрязнителей атмосферы. Это почти всегда не так - заводы и автомобили выбрасывают ничуть не меньше, но угольной энергетике приходится становиться все чище и чище: ставить дорогостоящие фильтры, улавливать серу в гипс, восстанавливать азот. С другой стороны, все больше стран (уже более 40 и 20 субнациональных образований) соглашаются с необходимостью сокращать выбросы углекислого газа, чтобы избежать глобального изменения климата, и угольные ТЭС первыми оказываются под давлением, потому что выбрасывают больше СО 2 , чем газовые. Углеродные платежи делают угольную энергетику менее конкурентоспособной - особенно на фоне природного газа и дешевеющих ВИЭ. В результате многие инвесторы заявляют о прекращении финансирования проектов в угольной генерации, правительства ряда стран заявляют об отказе от нее, в развитых странах объемы электроэнергии из угля уменьшаются.

Означает ли это, что завтра угольные станции можно будет заменить ветряками? Точно нет, хотя в этом крупнейшем секторе мировой электроэнергетики действительно серьезные изменения, в перспективе 20-30 лет массовый «выход из угля» нереалистичен даже с учетом всех сложившихся вызовов. Угольной энергетике за эти годы предстоит серьезно модернизироваться и стать более чистой, широко внедрив технологии «чистого угля». Угольные станции могут быть более чистыми, чем некоторые газовые, очень маневренными и гибкими и работать в мире и согласии с горожанами, живущими недалеко от их забора, - это уже доказано в Японии, Германии и других странах, но еще предстоит воплотить во всех остальных. Так, угольная станция Исого, по мощности сопоставимая с когда-то угольной Каширской ГРЭС, располагается в 7 км от центра Иокогамы - крупнейшего порта Японии с населением 3,7 млн человек (москвичи, для сравнения, могут попытаться вообразить Каширскую ГРЭС где-нибудь в Сокольниках).

По большинству прогнозов международных агентств, доля угольной генерации в мире заметно сократится (с 38% в 2017 году до 20-25% к 2040 году), но по объемам выработки угольная генерация останется примерно на современном уровне - при масштабных сокращениях в развитых странах ряд развивающихся экономик продолжит ее наращивать. Устоит ли уголь, обладающий рядом преимуществ - дешевизной, доступностью, возможностью хранения, перед глобальными вызовами? Очевидно, на этот вопрос не будет однозначного ответа, все зависит от того, какой источник в конкретном регионе будет показывать наибольшую экономическую и экологическую эффективность.

А что в России? В нашей стране происходит примерно то же: городская экология была главной причиной проблем угольных ТЭС от Москвы и Петербурга до Владивостока, и дешевый, доступный и удобный в использовании газ постепенно вытесняет уголь из топливной корзины там, куда дотягиваются газопроводы. Но далеко не везде такой метод решения экологических проблем работает. Всю Сибирь, например, не газифицируешь, да она не очень-то этого и хочет: десятки угольных моногородов работают только в Кузбассе, миллионы сибиряков получают от угольных ТЭС не только электроэнергию, но и тепло.

Исследование центра энергетики Московской школы управления «Сколково» рассматривает три варианта угольной генерации в России в будущем.

В сценарии «пусть все идет как идет» газ продолжит постепенно вытеснять уголь из топливной корзины электростанций, но в целом выработка угольных ТЭС останется на нынешнем уровне до 2040 года. Два других варианта полярны и уже вызывают ожесточенные споры.

«Зеленый» сценарий, в соответствии с исследованием, предполагает запуск в нашей стране системы углеродных сборов (кстати, соответствующий законопроект в начале декабря 2018 года Минэкономики разослало по ведомствам на согласование) и ужесточение экологической политики в энергетике. Угольная генерация предсказуемо станет первой жертвой такого развития событий, и через шаг обществу и правительству придется решать вопрос поддержки угледобывающих регионов.

«Угольный» сценарий может состоять в стимулировании угольной энергетики, «привязанном» к повышению ее эффективности и «чистоты». Речь здесь может идти о развитии угольных ТЭЦ с закрытием угольных котельных, развитии отечественных технологий «чистого угля», серьезной модернизации отрасли - в том числе с использованием уже запускаемых механизмов на рынке тепловой энергии (альтернативная котельная) и электрической энергии (ДПМ-2) и дополнительных источников.

Общество, органы власти, энергокомпании должны определиться, к какому варианту они склоняются. Это не вопрос о том, какие новости и запросы будут в топе поисковиков. Это вопрос качества жизни миллионов людей, прямо или косвенно связанных с угольной генерацией.

В Калининградской области реализуется проект, который поставит точку в вопросах энергобезопасности анклавного региона России. Речь о строительстве новых электростанций. Три будут работать на газе, одна (резервная) - на угле. При этом технологии, применяемые на новых ТЭС, позволят свести к минимуму воздействие на окружающую среду. Корреспондент калининградских «Вестей» Руслан Смолин побывал в Красноярске, где четыре года назад был введён в эксплуатацию новый энергоблок угольной станции.

В дни нашего визита на электростанцию, а это середина ноября, на улице было около минус 20. Из-за этого несколько раз дала сбой видеокамера. Но, если бы не мороз, этот белоснежный столб мы бы не увидели. Ведь из трубы идет не дым, а именно теплый пар.

ТЭЦ-3 - самая современная электростанция города на Енисее. Сначала станция обеспечивала только теплом, а с 2012 года - еще и электричеством. Новый энергоблок был построен, чтобы закрыть вопросы дефицита энергии.

Подача топлива в котельное отделение ТЭС осуществляется по закрытому конвейеру. Так будет и на электростанции под Калининградом.

За этим огромным кожухом - дорогостоящий электрофильтр, который производит очистку дымовых газов. После него в атмосферу попадет ничтожно малое количество выбросов, - ноль целых три десятых процента. Подобным оборудованием оснастят и угольную станцию в Калининградской области.

Петр Посаженников, заместитель главного инженера по эксплуатации: - По первости даже не понимание. Люди звонили и говорили: «У вас, что там блок отключился?». Да нет! У нас такая степень очистки. Просто не видно.

Татьяна Телешева, начальник химического цеха Красноярской ТЭЦ-3: - У нас сбросы никакие не происходят, всё идет в цикл замкнутый. Есть у нас и очистка ливневых стоков. То есть, все воды с крыш, дорог, промплощадки, все уходят на наши очистные сооружения. Там происходит очистка. Вода у нас соответствует всем нормам и ГОСТам.

Работа станции произвела впечатление на калининградского блогера Виталия Климова. В Сибирь он приехал, чтобы вблизи посмотреть на угольную станцию, и оценить правдивость самых популярных «страшилок».

Виталий Климов, блогер: - Очень поражен, на угольной станции очень чисто. Даже снег белый вокруг. В цехах во всех помещениях идеальная чистота, ни пылинки. Нет черных грузчиков, которые ходят и лопатами грузят уголь. Такое современное предприятие такого европейского уровня и местами говорят, что даже лучше.

Руслан Смолин, корреспондент: На Красноярской ТЭЦ-3 выходных не бывает. Она работает постоянно. В отличие от Приморской ТЭС в Калининградской области, которая будет резервным источником энергии на случай перебоев с поставками газа.

Climate Analytics продолжает настаивать на том, что угольная энергетика в Европе должна быть ликвидирована уже к 2030 году - иначе ЕС не выполнит целей Парижского соглашения по климату. Но какие станции закрывать в первую очередь? Предлагается два подхода - экологический и экономический. «Кислород.ЛАЙФ» присмотрелся к крупнейшим угольным ТЭС в России, которые никто закрывать не собирается.

Закрыть за десять лет

Climate Analytics продолжает настаивать , что для достижения целей Парижского соглашения по климату странам ЕС придется закрыть практически все действующие угольные ТЭС. Энергетический сектор Европы нуждается в тотальной декарбонизации, поскольку значительная часть общего объема выбросов парниковых газов (ПГ) в ЕС формируется в угольной энергетике. Поэтому постепенный отказ от угля в этой отрасли является одним из самых рентабельных методов сокращения эмиссии ПГ, также такие действия обеспечат значительные преимущества с точки зрения качества воздуха, здоровья населения и энергетической безопасности.

Сейчас в ЕС – более 300 электростанций с действующими на них 738 энергоблоками, работающими на угольном топливе. Географически они распределены, естественно, не равномерно. Но в целом каменный уголь и лигнит (бурый уголь) обеспечивают четверть всей генерации электричества в ЕС. Самые зависимые от угля члены Евросоюза – Польша, Германия, Болгария, Чехия и Румыния. На долю Германии и Польши приходится 51% установленных угольных мощностей в ЕС и 54% выбросов ПГ от угольной энергетики во всей объединенной Европе. При этом в семи странах ЕС вообще нет угольных ТЭС.

«Дальнейшее использование угля для производства электроэнергии не совместимо с реализацией задачи резкого снижения выбросов ПГ. Поэтому ЕС необходимо разработать стратегию поэтапного отказа от угля быстрее, чем это происходит в настоящее время», - резюмирует Climate Analytics. В противном случае, совокупные объемы выбросов к 2050 году по всему ЕС вырастут на 85%. Моделирование, проведенное Climate Analytics, показало, что 25% работающих в настоящее время угольных электростанций должны быть закрыты уже к 2020 году. Еще через пять лет закрыть необходимо 72% ТЭС, а полностью избавиться от угольной энергетики к 2030 году.

Главные вопрос – как это делать? По мнению Climate Analytics, «критический вопрос – по каким критериям нужно определять, когда закрывать те или иные ТЭС? С точки зрения земной атмосферы, критерии не имеют значения, так как выбросы ПГ будут сокращаться в нужном темпе. Но с точки зрения политиков, владельцев предприятий и других заинтересованных сторон, выработка таких критериев – решающий момент в принятии решений».

Climate Analytics предлагает две возможные стратегии для полного отказа от использования угля в производстве электроэнергии. Первая – сначала закрывать те ТЭС, которые лидируют по выбросам ПГ. Вторая стратегия – закрывать станции, наименее ценные с точки зрения бизнеса. Для каждой из стратегий нарисована интересная инфографика, показывающая, как будет меняться облик ЕС в годами вслед за закрытием угольных станций. В первом случае под ударом окажутся Польша, Чехия, Болгария и Дания. Во втором – также Польша и Дания.

Единства нет

Climate Analytics также по всем 300 станциям проставил годы закрытия в соответствии с двумя стратегиями. Нетрудно заметить, что эти годы существенно расходятся со сроками работы этих станций в обычном режиме (т.н. BAU - businnes as usual). Например, крупнейшая в Европе станция Белхатов в Польше (мощность более 4,9 ГВт) может работать как минимум до 2055 года; тогда как ее предлагается закрыть уже к 2027 году - одинаковый срок при любом сценарии.

В целом именно пять польских ТЭС, которые могут спокойно дымит до 2060-х годов, Climate Analytics предлагает закрыть на три-четыре десятилетия раньше срока. Польшу, энергетика которой на 80% зависит от угля, такое развитие событий вряд ли устроит (напомним, эта страна даже собирается оспаривать климатические обязательства, навязанные ей ЕС, в суде). Еще пять станций из Топ-20 находятся в Великобритании; восемь - в Германии. Также в первой двадцатке на закрытие - две ТЭС в Италии.

При этом английская Fiddler"s Ferry (мощность 2 ГВт) должна быть закрыта уже в 2017 году, а остальные британские ТЭС, как и заявляло правительство этой страны - к 2025 году. То есть только в этой стране процесс может пройти относительно безболезненно. В Германии все может растянуться до 2030 года, реализация двух стратегий будет различаться в зависимости от специфики земель (там есть угледобывающие регионы). В Чехии и Болгарии угольную генерацию нужно будет свернуть уже к 2020 году - прежде всего, из-за солидных объемов выбросов.

На замену углю должны прийти ВИЭ. Снижение себестоимости генерации солнца и ветра – важный тренд, который необходимо поддерживать и развивать, считают в Climate Analytics. За счет ВИЭ можно провести трансформацию энергетики, в том числе путем создания новых рабочих мест (не только в самой отрасли, но и в производстве оборудования). Которые, в том числе, смогут занять и высвобождаемые из угольной энергетики кадры.

Впрочем, в Climate Analytics признают, что в Европе нет единства в отношении угля. В то время как некоторые страны значительно сократили добычу и заявили о полном отказе от этого вида топлива в ближайшие 10-15 лет (среди них, например, Великобритания, Финляндия и Франция), другие или строят, или планируют строить новые угольные электростанции (Польша и Греция). «Вопросам экологии в Европе уделяют большое внимание, однако быстро отказаться от угольной генерации вряд ли будет возможно. Сначала необходимо ввести в строй замещающие мощности, ведь тепло и свет нужны и населению, и экономике. Это тем более важно, что ранее принимались решения о закрытии ряда атомных электростанций в Европе. Возникнут социальные проблемы, потребуется переобучить часть сотрудников самих станций, будет сокращено значительное количество рабочих мест в самых разных отраслях, что, безусловно, увеличит напряженность в обществе. Скажется закрытие угольных электростанций и на бюджетах, так как не станет значительной группы налогоплательщиков, а операционные показатели тех компаний, кто ранее им поставлял товары и услуги, существенно уменьшатся. Если какое-то решение и возможно, то заключаться оно может в растянутом по времени отказе от угольной генерации, с одновременным продолжением работы по совершенствованию технологий с целью уменьшения выбросов от сжигания угля, улучшения экологической ситуации на угольных электростанциях», - говорит по этому поводу Дмитрий Баранов , ведущий эксперт УК «Финам Менеджмент».

Top-20 угольных ТЭС Европы, которые, по мнению Climate Analytics, нужно будет закрыть

А что у нас?

Доля тепловой генерации в структуре выработки электроэнергии в России составляет более 64%, в структуре установленной мощности станций ЕЭС – более 67%. Однако в ТОП-10 крупнейших ТЭС страны только две станции работают на угле – Рефтинская и Рязанская; в основном же тепловая энергетика в России – газовая. «В России одна из лучших структур топливного баланса в мире. Мы используем всего 15% угля для производства энергии. В среднем по миру этот показатель составляет 30-35%. В Китае – 72%, в США и ФРГ – 40%. Задачу сократить долю не углеродных источников до 30% активно решают и в Европе. В России эта программа, фактически, уже реализована», - заявил глава Минэнерго РФ Александр Новак , выступая в конце февраля на панельной сессии «Зеленая экономика как вектор развития» в рамках Российского Инвестиционного форума-2017 в Сочи.

Доля атомной энергетики в общем объеме энергобаланса страны – 16-17%, гидрогенерации – 18%, на газ приходится порядка 40%. По данным Института энергетических исследований РАН, уголь в производстве электроэнергии давно и активно вытесняется газом и атомом, причем быстрее всего - в европейской части России. Крупнейшие угольные ТЭС расположены, тем не менее, в центре и на Урале. Но если посмотреть на картину в энергетике в разрезе регионов, а не отдельных станций, то картинка будет другая: наиболее «угольные» регионы – в Сибири и на Дальнем Востоке. Структура территориальных энергобалансов зависит от уровня газификации: в европейской части России он высокий, а в Восточной Сибири и далее – низкий. Уголь в качестве топлива, как правило, используется на городских ТЭЦ, где вырабатывается не только электричество, но и тепло. Поэтому генерация в больших городах (вроде Красноярска) полностью основана на угольном топливе. В целом на долю тепловых станций только в ОЭС Сибири в настоящее время приходится 60% выработки электроэнергии - это порядка 25 ГВт «угольных»мощностей.

Что касается ВИЭ, то сейчас на долю таких источников в энергобалансе РФ приходится символические 0,2%. «Планируем выйти на 3% - до 6 тысяч МВт за счет различных механизмов поддержки», - дал прогноз Новак. В компании «Россети» дают более оптимистичные прогнозы : установленная мощность ВИЭ к 2030 году в России может вырасти на 10 ГВт. Тем не менее, глобальной перестройки энергобаланса в нашей стране не предвидится. «По прогнозам, к 2050 году в мире будет насчитываться порядка 10 миллиардов человек. Уже сегодня порядка 2 миллиардов не имеют доступа к источникам энергии. Представьте, какая будет потребность человечества в энергии через 33 года, и как должны развиться ВИЭ, чтобы обеспечить весь спрос», - так доказывает жизнеспособность традиционной энергетики Александр Новак.

«Речь об «отказе от угля» в России точно не идет, тем более что, согласно Энергостратегии до 2035 года, запланировано увеличение доли угля в энергобалансе страны, - напоминает Дмитрий Баранов из УК «Финам Менеджмент». - Наряду с нефтью и газом, уголь является одним из важнейших полезных ископаемых на планете, и Россия, как одна из крупнейших стран в мире по его запасам и добыче, просто обязана уделять должное внимание развитию этой отрасли. Еще в 2014 году на заседании правительства РФ Новак представил программу развития угольной промышленности России до 2030 года. В ней основной упор сделан на создание новых центров угледобычи, в первую очередь, в Сибири и на Дальнем Востоке, совершенствование научно-технического потенциала в отрасли, а также реализацию проектов в углехимии».

Крупнейшие ТЭС России, работающие на угольном топливе

Рефтинская ГРЭС («Энел Россия»)

Является самой крупной угольной ТЭС в России (и второй в топ-10 тепловых станций страны). Расположена в Свердловской области, в 100 км северо-восточнее Екатеринбурга и в 18 км от Асбеста.
Установленная электрическая мощность - 3800 МВт.
Установленная тепловая мощность - 350 Гкал/ч.
Обеспечивает энергоснабжение промышленных районов Свердловской, Тюменской, Пермской и Челябинской областей.
Строительство электростанции началось в 1963 году, в 1970 состоялся пуск первого энергоблока, в 1980 - последнего.

Рязанская ГРЭС (ОГК-2)

Пятая в топ-10 крупнейших тепловых станций России. Работает на угле (первая очередь) и природном газе (вторая очередь). Расположена в Новомичуринске (Рязанская область), к 80 км южнее от Рязани.
Установленная электрическая мощность (вместе с ГРЭС-24) - 3 130 МВт.
Установленная тепловая мощность - 180 Гкал/час.
Строительство началось в 1968 году. Первый энергоблок введен в эксплуатацию 1973 году, последний – 31 декабря 1981 года.

Новочеркасская ГРЭС (ОГК-2)

Расположена в микрорайоне Донской в Новочеркасске (Ростовская область),в 53 км на юго-восток от Ростова-на-Дону. Работает на газе и угле. Единственная ТЭС в России, использующая местные отходы добычи угля и углеобогащения - антрацитовый штыб.
Установленная электрическая мощность - 2229 МВт.
Установленная тепловая мощность - 75 Гкал/час.
Строительство началось в 1956 году. Первый энергоблок введен в эксплуатацию в 1965 году, последний – восьмой – в 1972 году.

Каширская ГРЭС («ИнтерРАО»)

Расположена в Кашире (Московская область).
Работает на угле и природном газе.
Установленная электрическая мощность – 1910 МВт.
Установленная тепловая мощность - 458 Гкал/ч.
Введена в эксплуатацию в 1922 году по плану ГОЭЛРО. В 1960-е годы на станции была проведена масштабная модернизация.
Пылеугольные энергоблоки №1 и №2 планируется вывести из эксплуатацию в 2019 году. К 2020 году такая же судьба ждет еще четыре энергоблока, работающих на газомазутном топливе. В работе останется только самый современный блок №3 мощностью 300 МВт.

Приморская ГРЭС (РАО «ЭС Востока»)

Расположена в Лучегорске (Приморский край).
Самая мощная ТЭС на Дальнем Востоке. Работает на угле Лучегорского угольного разреза. Обеспечивает большую часть энергопотребления Приморья.
Установленная электрическая мощность – 1467 МВт.
Установленная тепловая мощность – 237 Гкал/час.
Первый энергоблок станции был введён в эксплуатацию в 1974 году, последний в 1990-м. ГРЭС расположена практически «на борту» угольного разреза – больше нигде в России электростанция не строилась в столь непосредственной близости от источника топлива.

Троицкая ГРЭС (ОГК-2)

Расположена в Троицке (Челябинская область). Выгодно расположена в промышленном треугольнике Екатеринбург – Челябинск – Магнитогорск.
Установленная электрическая мощность – 1 400 МВт.
Установленная тепловая мощность - 515 Гкал/час.
Пуск первой очереди станции состоялся в 1960 году. Оборудование второй очереди (на 1200 МВт) было выведено из эксплуатации в 1992-2016 годы.
В 2016 году введен в эксплуатацию уникальный пылеугольный энергоблок №10 мощностью 660 МВт.

Гусиноозерская ГРЭС («ИнтерРАО»)

Расположена в Гусиноозерске (Республика Бурятия), обеспечивает электроэнергией потребителей Бурятии и соседних регионов. Основным топливом для станции является бурый уголь Окино-Ключевского разреза и Гусиноозёрского месторождения.
Установленная электрическая мощность – 1160 МВт.
Установленная тепловая мощность - 224,5 Гкал/ч.
Четыре энергоблока первой очереди введены в эксплуатацию с 1976 по 1979 годы. Ввод второй очереди начался в 1988 году запуском энергоблока №5.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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