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.

По данным World Energy Council (WEC), на угольные станции в США и Германии приходится более половины вырабатываемой электроэнергии, а в Австралии, Индии и Китае эта доля подтягивается к 80% или даже превышает ее. Причина проста, во всем мире газ дороже угля (среднее соотношение 1,25/1,0), причем в некоторых странах, таких как США, использование газа еще и законодательно квотируется государством. Поэтому киловатт электроэнергии, полученный на угле в этих странах, если и не дешевле, чем полученный на газе и на нефти, то в любом случае не дороже. Согласно исследованиям Cambridge Energy Research Associates, производство электроэнергии на американских угольных электростанциях и вовсе "в два раза дешевле".

В энергетическом балансе России уголь занимает значительно меньше места, чем в среднем в мире. В России доля угля в энергобалансе в целом и в производстве электричества, в частности, примерно равны и в том и в другом случае составляют, по различным статистическим отчетам, не более 18%.

К началу 1990-х гг. уголь отошел на второй план, а затем в результате ценовой политики дешевого газа энергетики совсем потеряли интерес к угольной генерации, требующей дополнительных мероприятий для снижения вредных выбросов. В результате за последние 15 лет в России не было введено ни одной угольной электростанции, кроме 2-го блока Харанорской ГРЭС мощностью 430 МВт, а значительная часть действующих станций была переведена на газ.

Процесс замещения угля природным газом был спонтанным и неуправляемым, движимым исключительно экономическими факторами. Потребители вместо освоения и внедрения новых технологий сжигания угля производили замену угольного оборудования на газовое. Примером могут служить Псковская и Пермская ГРЭС, задуманные первоначально на твердом топливе. К моменту запуска на электростанциях были установлены газовые котлы.

Гендиректор "Сибирской угольной энергетической компании" (СУЭК) Владимир Рашевский уверен, что угольная генерация напрасно и слишком рано списывается со счетов. "Есть мнение, что уголь - топливо XIX века, а угольная энергетика - в лучшем случае достижение века XX, - говорит В. Рашевский. - Но стоит напомнить, что сегодня в мире угольная энергетика занимает 40%, при этом и через 20 лет она не сдаст своих позиций".

Энергетическая стратегия России на период до 2020 года предписывает повышение энергетических мощностей тепловых электростанций преимущественно за счет ввода угольных ТЭС. При умеренном и оптимистическом вариантах развития рост производства электроэнергии на ТЭС увеличится в 1,36-1,47 раза. При этом доля угля в структуре потребления топлива увеличится до 44,4%. Но пока механизмы реализации программы работают плохо.

"Газовая пауза затянулась, и дело здесь не в ценах, - говорит советник Российской Академии наук Геннадий Грицко, - мы до сих пор еще находимся на стадии продолжающегося раздела собственности. Дефицит газа составляет последние годы 25-30 млн куб. м, и мы уже закупаем газ, чтобы снабжать самих себя и страны, с которыми заключены долгосрочные договоры, с одной лишь Украиной ведется 28 проектов. Вокруг этого строится большая политика. Президент России во всеуслышание заявил, что дальше так продолжаться не будет - энергетика такой большой страны не может базироваться на одном природном газе".

Чтобы изменить устоявшуюся систему, требуется значительное время и усилия со стороны предприятий и поддержка государства. Во всем мире уголь стал объектом приложения современных фундаментальных исследований и научных методов. Некоторые технологии позволяют кардинально изменить свойства угля и существенно повысить его энергетическую ценность, увеличив теплоту сгорания и уменьшив зольность. Среди них - мембранные и нанотехнологии, плазменные технологии, подземная газификация. Все перечисленные методы хорошо знакомы российским ученым и потребителям - энергетическим предприятиям, но войти в государственную программу и получить финансирование для развития и внедрения новой технологии сегодня очень сложно. В США к 2015 году планируется закончить строительство угольной электростанции по сжиганию абсолютно чистого угля, где количество вредных выбросов составит 0%.

Все эти технологии не понаслышке известны и российским специалистам. С применением ряда общеизвестных мировых технологий, многие из которых в последние годы были разработаны и экспериментально освоены российскими учеными, можно добиться достаточно высокой степени экологичности энергетических предприятий, работающих на угольном топливе. Но в каждой стране, в зависимости от имеющегося оборудования и особенностей топлива, эти технологии имеют различные точки приложения.

Не все эксперты, однако, с оптимизмом смотрят в будущее угольной энергетики. Первый заместитель генерального директора Института проблем естественных монополий Булат Нигматулин, например, не уверен, что именно уголь станет основой для энергетики будущего. С его точки зрения сохранится существующий баланс, при котором 50% электроэнергии вырабатывается за счeт нефти и газа, а всe остальное равномерно распределено между гидро- и атомными электростанциями, а также теплостанциями, работающими на угле.

Большинство экспертов полагает, что пока газ у нас дешев, не может быть и речи о переходе на уголь. По их оценкам, необходимое для газозамещения соотношение цен газ/уголь зависит от региона и находится в диапазоне 1,35-1,8. Но сегодня в России, благодаря неизбежному росту цен на газ и грядущей нехватке генерирующих тепловых мощностей, создаются все объективные предпосылки для ренессанса угольной генерации, идея которого уже давно витала в воздухе.

Среди отраслей ТЭК угольная промышленность России имеет наиболее обеспеченную сырьевую базу. Наша страна располагает значительными разведанными запасами угля - 193,3 млрд тонн, в том числе бурого - 101,2 млрд тонн, каменного - 85,3 млрд тонн, антрацитов - 6,8 млрд тонн. Основные возможности добычи угля сосредоточены в Сибири. Главными угольными центрами России являются Кузнецкий бассейн (43% от разведанных в России запасов углей) и граничащий с ним Канско-Ачинский бассейн (22%). В перспективе имеющиеся запасы могут обеспечить годовую добычу угля в 500 млн тонн в течение нескольких сотен лет.

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.

Тепловые электростанции вырабатывают в нашей стране около 80% электроэнергии. Эти станции работают на каменном угле, торфе, сланцах, природном газе. Рассмотрим, к примеру, принцип работы тепловой электростанции на каменном угле. Каменный уголь привозится к станции по железной дороге, разгружается и складируется.

Известно, что крупные куски угля горят плохо и медленно

Существенно улучшить процесс горения можно, сжигая угольную пыль. Поэтому привезенный уголь сначала измельчают, а затем в шаровых мельницах тяжелые стальные шары превращают кусочки угля в мельчайшую пыль. Потоком горячего воздуха эта пыль вдувается в топку парового котла через специальные горелки. Сгорая на лету, пыль превращается в яркий факел пламени с температурой горения до 1500 градусов. Пламя нагревает воду в тонких трубках, которыми изнутри покрыты боковые стенки котельной топки. Раскаленные топочные газы устремляются по дымоходу, встречая на своем пути кипятильные трубки.

В них нагретая пламенем вода превращается в пар

Далее газы попадают в экономайзер – устройство для пополнения запасов воды в котле, и подогревают в нем воду. Затем газы попадают в подогреватель воздуха, в котором нагревается воздух, поступающий вместе с угольной пылью в горелки котлов.

Уголь прекрасно горит, если в топке хорошая тяга. Сильную тягу дает высокая труба. Однако для мощных котлов трубы оказывается недостаточно – приходится дополнительно устанавливать мощные дымососы. Дымовые газы несут в себе много золы. Поэтому их очищают в золоуловителях, а золу отвозят в золоотвалы.

Сложность приведенного процесса сжигания угля полностью оправдывается высоким к.п.д. такой тепловой электростанции – до 90% тепла, заключенного в угле преобразуется в электрическую энергию .

Итак, топливо сгорело, передав свою энергию воде. Вода в котле превратилась в пар. Но этот пар еще нельзя пускать в турбину – он недостаточно горяч и, остывая, быстро превратиться в капли воды. Поэтому пар попадает в змеевики пароперегревателя, расположенного в дымоходе между кипятильными трубами и экономайзером. Там пар дополнительно нагревается до очень высокой температуры 500-600 градусов при давлении в 150-250 атмосфер. Такой сжатый и перегретый пар по паропроводам направляется в паровые турбины .

Турбины на тепловых электростанциях бывают не только разной мощности, но и различной конструкции. Существуют малые одноступенчатые турбины мощностью в десятки киловатт. А есть и многоступенчатые турбины – гиганты мощностью от 500 до 1500 киловатт.

Чем выше температура и давление пара на входе в турбину и чем ниже они на выходе, тем больше энергии пара использует турбина.

Чтобы снизить температуру и давление пара на выходе из турбины, его не выпускают в воздух, а направляют в конденсатор. Внутри конденсатора по тонким латунным трубкам циркулирует холодная вода. Она охлаждает пар, превращая его в воду, называемую конденсатом. От этого давление в конденсаторе становится в 10-15 раз ниже атмосферного.

Итак, пар, отдавший практически всю свою энергию, превращается в конденсат – очень чистую воду, не содержащую химических, или механических примесей. Эта очищенная вода нужна в котлах, поэтому конденсат вновь закачивают в котел, замыкая цикл движения воды на тепловой станции.

Обычно мощная паровая турбина имеет скорость 3000 оборотов в минуту и ее вал напрямую соединен с валом электрического генератора, вырабатывающего трехфазный переменный ток частотой 50 периодов в секунду и напряжением 10-15 тысяч вольт. Электроэнергия – основной и главнейший продукт тепловой электростанции.

На большинстве станций выработанная электроэнергия делится на три потока

Часть ее направляется по кабелю потребителям, расположенным неподалеку. Другая небольшая часть – до 8% — идет на удовлетворение собственных технологических нужд станции. Большая же часть выработанной электроэнергии предназначается для городов и промышленных предприятий, находящихся на большом удалении – в десятках и сотнях километров от станции. На большие расстояния электроэнергию передают по высоковольтным линиям при напряжении 110, 220, 400, 500 и 800 тысяч вольт. Для создания такого высокого напряжения на станции есть повышающая трансформаторная подстанция и распределительное устройство высокого напряжения. От него к городам и предприятиям расходятся высоковольтные линии электропередач.

Описанная электростанция имеет замкнутый водяной цикл, производит только электрический ток и называется «конденсационной» (поскольку весь пар попадает в конденсатор).

Однако помимо электроэнергии нужен еще и пар и горячая вода. Для их получения на электростанциях устанавливают специальные теплофикационные турбины. Они состоят из двух частей – цилиндров высокого и низкого давления. Отрабатывает пар в цилиндре высокого давления, а в цилиндр низкого давления поступает уже только часть пара. Другую часть из турбины отбирают и направляют в теплообменник. Там очень горячий турбинный пар нагревает воду, превращая ее во вторичный пар. Затем турбинный пар идет дальше своей дорогой в конденсатор, а вторичный пар направляется потребителю.

В городе часть вторичного пара попадает в теплообменники – бойлеры, в которых нагревает воду для отопления помещений и бытовых нужд в жилых домах.

Тепловые электростанции, которые одновременно дают электрическую энергию и тепло, называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ). Конденсационные электростанции выгодно строить вблизи богатых угольных месторождений, торфяных болот, если рядом есть подходящие водоемы.

Несмотря на удаленность такой станции от города, передавать по проводам электрический ток оказывается значительно проще и выгоднее, нежели возить топливо (торф, уголь и т.п.).

А возле городов и крупных заводов выгодно строить ТЭЦ. Эти станции снабдят город и теплом и электричеством. Современные ТЭЦ, работающие на природном газе, практически не загрязняют воздух и являются незаменимыми спутниками любого города, или крупного промышленного предприятия. Кроме того, строительство тепловой электростанции обходится значительно дешевле и занимает меньше времени, чем, например, строительство ГЭС . Газовые ТЭЦ могут быть быстро построены в любом районе, являясь наиболее безопасным источником энергии.

Просто о сложном – Тепловая электростанция для производства электроэнергии

• Галерея изображений, картинки, фотографии.
• Тепловая электростанция – основы, возможности, перспективы, развитие.
• Интересные факты, полезная информация.
• Зеленые новости – Тепловая электростанция.
• Ссылки на материалы и источники – Тепловая электростанция для производства электроэнергии.

Похожие записи

Тем временем угледобывающие компании РФ наращивают добычу угля, который заранее законтрактован за рубежом. Одна из причин «газового» дисбаланса в энергетике – в отсутствии современных технологий сжигания и переработки угля, позволяющих не только использовать в полной мере преимущества востребованных на мировом рынке энергетических углей РФ, но и находить адекватное применение для низкокачественных углей и угольных отходов, превращая минусы в плюсы. Так считает Игорь Кожуховский, генеральный директор Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике (ЗАО «АПБЭ») .

– Сегодня в российской энергетике сложилась парадоксальная ситуация: утверждена стратегия развития угольной отрасли, при этом подразумевается, что основным стимулом для угольного роста будет экспорт. Как сложилась эта тенденция? И насколько существенное место занимают потребности внутреннего рынка угля в перспективных планах российских энергокомпаний?

– Российские ТЭС традиционно являлись крупнейшими потребителями угля на внутреннем рынке. Но в 2010 году произошло знаковое событие – объем экспорта энергетических углей сравнялся с объемом поставки на отечественные электростанции, а в 2011 году – заметно превзошел его. В 2011 году объем экспорта российских энергетических углей составил 108,3 миллиона тонн, увеличившись по сравнению с 2010 годом на 12,4 миллиона тонн (13 процентов). Экспорт стал крупнейшим сектором потребления российских энергетических углей, а доля поставки на отечественные ТЭС снизилась с 39,8 до 31,4 процента.

Сегодня 90 процентов суммарного ежегодного объема потребления угольного топлива на ТЭС России составляют низкокачественные угли, высококачественные марки идут на экспорт. Несмотря на то что объемы обогащения энергетических углей в России в последние годы увеличиваются, обогащенные угли на российские станции как не поставлялись, так и не поставляются.

Конкурирует экспорт с внутренними потребителями и на рынке полувагонов. Приоритетом для угольных компаний является удовлетворение экспортного спроса, и лишь оставшийся вагонный парк используется для поставок внутренним потребителям.

На внутреннем рынке возник дефицит качественных углей марок СС и Т. Участились случаи, когда электростанции не могут приобрести нужный уголь в необходимом количестве либо поставщики предлагают его по ценам, не удовлетворяющим ценовым ограничениям на электроэнергию. В итоге, началось использование на ТЭС непроектных марок углей и даже отходов углеобогащения и угледобычи, что повышает аварийность работы оборудования.

Например, на Черепетской ГРЭС проведена апробация сжигания смеси отходов и угля, а также импортных экибастузских углей, на Кемеровских ТЭС – апробация сжигания марок Г/Д вместо Т/СС, на Южно-Кузбасской ГРЭС и Западно-Сибирской ТЭС – апробация сжигания промпродукта (отходов обогащения коксующихся углей).

Основные угли, потребляемые на ТЭС России, – кузнецкие, канско-ачинские и импортные экибастузские. Их совокупная доля в суммарном объеме поставок составляет около 60 процентов. При этом объемы поставок кузнецких углей снижаются, канско-ачинских и экибастузских – растут. В 2011 году импортный экибастузский уголь вышел на первое место по объемам поставки на ТЭС России, опередив крупнейшие российские угольные бассейны.

– Итак, качественный энергетический уголь России идет на экспорт, в то время как отечественные станции вынуждены довольствоваться тем, что не востребовано за рубежом. Связано ли это с более благоприятной ценовой конъюнктурой на внешнем рынке? Или есть и другие причины?

– Действующие угольные электростанции (за редким исключением) построены в расчете на «проектный» уголь конкретных месторождений, а высококачественный уголь нужен современным угольным станциям на чистых угольных технологиях, которых в нашей электроэнергетике нет. Чтобы создать спрос на высококачественный энергетический уголь, нужно модернизировать угольную энергетику страны.

Слабые стимулы по сдерживанию цен на оптовом рынке, его несовершенство и неэффективность провоцируют пассивность генераторов. Им невыгодно оптимизировать топливообеспечение, поскольку они уверены, что все затраты на уголь будут включены в цену на электроэнергию.

– Насколько велика доля угольной генерации в энергобалансе РФ?

– На электростанциях России ежегодно производится более 1 триллиона кВт-ч электроэнергии, в том числе 68 процентов – на тепловых электростанциях, большинство из которых работает на природном газе. Производство электроэнергии на угле в России составляет около 200 миллиардов кВт-ч (примерно одна пятая в структуре производства).

Структура производства электроэнергии по видам генерации в разных регионах России неоднородна. Если в европейской части, включая Урал, тепловая энергетика ориентирована в основном на газ и доля угля незначительна (менее 10 процентов), то в Сибири и на Дальнем Востоке каждый второй киловатт-час производится на угле.

Прирост энергопотребления в России за последние десять лет составил 20 процентов, и в основном он был обеспечен газовой генерацией. Уголь в то же время постепенно проигрывал на внутреннем рынке межтопливную конкуренцию газу.

– Утвержденная пять лет назад Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики подразумевала интенсивный рост доли угля в генерации. Скорректированный вариант документа предусматривает более скромные показатели. Значит ли это, что выравнивание энергобаланса в пользу угля отходит на второй план? Как обстоят дела с модернизационными проектами, «заточенными» именно под добычу угля для российского потребителя?

– В первоначальных стратегических документах развития отрасли –«Энергетической стратегии России на период до 2020 года» (2003 год) и «Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики на период до 2020 года» (2008 год) – была дана целевая установка на опережающее развитие угольной генерации. Но в «Энергетической стратегии России на период до 2030 года» (2009 год), «Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики на период до 2020 года с перспективой до 2030 года» (2010 год) и «Долгосрочной программе развития угольной промышленности на период до 2030 года» (2012 год) вектор «опережающего развития угольной генерации» изменился на «незначительный темп роста».

Показательно, насколько целевая цифра потребления угля на ТЭС России в 2030 году, предусмотренная в последнем документе, ниже аналогичной цифры «Энергостратегии 2030»: 102 и 158 миллионов тонн, соответственно!

Прогноз объемов потребления угля в электроэнергетике России, разработанный в «Долгосрочной программе развития угольной промышленности до 2030 года», основан на данных «Генсхемы 2030» и учитывает фактические планы генерирующих компаний по вводу новых и модернизации действующих угольных мощностей, объем которых суммарно составит 26,1 ГВт до 2030 года.

Все они будут основаны на «чистых» угольных технологиях – суперсверхкритических параметрах пара (ССКП), циркулирующем кипящем слое (ЦКС), газификации угля и так далее, так как рост платы за выбросы загрязняющих веществ и возможное введение платы за выбросы СО2 сделают применение традиционных технологий еще более неконкурентоспособным.

В планах на 2012‑2020 годы – реализация пилотных проектов современных технологий сжигания угля на ТЭС, необходимых для последующего промышленного освоения. Например, заканчивается строительство энергоблока ЦКС 330 МВт на Новочеркасской ГРЭС. Проекты ССКП находятся на стадии НИОКР.

Россия отстает от европейских стран, Китая, США в области внедрения «чистых» угольных технологий, но вектор государственной политики направлен на поддержку развития внутреннего рынка угля. Не зря на январском совещании по развитию угольной промышленности в Кемерове органы исполнительной власти субъектов РФ услышали рекомендацию предусматривать максимально возможное использование угля для снабжения ТЭС при подготовке стратегий развития. Генерирующим и угольным компаниям рекомендовано скоординировать свои программы развития с министерствами и ведомствами, чтобы учесть модернизацию угольных ТЭС для использования обогащенного угля в качестве основного топлива.

– Что мешает выполнению этой задачи?

– Общественность, экспертное сообщество опасаются поддерживать развитие угольной генерации из экологических и экономических соображений.

Сейчас угольный киловатт-час дороже газового, поскольку цена угля ниже цены газа в условном топливе примерно в полтора раза, а для достижения конкурентоспособности угля это ценовое соотношение должно быть минимум два-три, поскольку суммарные затраты угольных ТЭС значительно выше. Так, в европейской части России себестоимость производства электроэнергии угольной генерацией составляет примерно 1,6 рубля за киловатт-час, а газовой генерацией – примерно 1,1.

Введение же механизма net-back, обеспечивающего равную доходность поставок газа на внешний и внутренний рынки и, соответственно, повышающего конкурентоспособность угля, постоянно откладывается, в настоящее время – на перспективу после 2021 года.

Далее, для успешного развития угольной генерации необходимо обеспечить гарантированные поставки проектного угольного топлива на ТЭС России, а также улучшить координацию грузоперевозок, конкуренцию операторов и снизить вагонную составляющую стоимости железнодорожных перевозок угля на ТЭС, которая резко выросла после реформы ОАО «РЖД» и приватизации вагонного парка.

Еще одним барьером на пути развития угольной генерации является низкий уровень утилизации золошлаковых отходов. Для того чтобы развернуть общественное мнение в сторону угольной генерации, необходимо убедить общество в том, что твердотопливная энергетика на новых технологиях не будет продуцировать отходы, а способна их утилизировать с получением энергии и продуктов углехимии с высокой добавленной стоимостью.

Необходимо разработать и утвердить на государственном уровне эффективную стратегию развития угольной генерации России на базе современных «чистых» угольных технологий и энерготехнологических комплексов в рамках Государственной программы развития электроэнергетики России с учетом возможного наращивания потенциала совместного взаимодействия со странами СНГ и Прибалтики в сфере ТЭКа.

Увеличение потребления низкокачественных углей и отходов угольного производства должно быть обращено в преимущество угольной генерации. Твердотопливная энергетика на основе экологически «чистых» технологий может стать «фабрикой» по утилизации некондиционного сырья, промышленных и бытовых отходов.

Необходимо перейти к комбинированному безотходному производству энергии и высокоценных продуктов углехимии: полигенерационный цикл в рамках энерготехнологических комплексов производства электрической и тепловой энергии и продуктов углехимии с высокой добавленной стоимостью (коксовая продукция, углеродные сорбенты, брикетированное топливо, СЖТ, метанол, удобрения, полиметаллоконцентраты, строительные материалы, дефицитные попутные газы (азот, жидкий аргон, кислород) и др.).

– Как работает стратегия поддержки угольных инноваций на практике?

– Сегодня инновационное развитие угольной энергетики активно поддерживается правительством России через три основных инструмента. Во‑первых, это технологические платформы, в том числе «Экологически чистая тепловая энергетика высокой эффективности» (координатор – ВТИ) и «Малая распределенная энергетика» (координатор – ЗАО «АПБЭ»). Во-вторых, программы инновационного развития генерирующих компаний, включающие проекты внедрения «чистых» угольных технологий (координаторы – «Интер РАО ЕЭС», «Газпром энергохолдинг», «РАО ЭС Востока»). И наконец, инновационные территориальные кластеры, в первую очередь – создающийся в главном угледобывающем регионе России кузбасский кластер «Комплексная переработка угля и техногенных отходов».

Стратегия по развитию кузбасского кластера включает проекты по созданию энергогенерирующих, энерготехнологических комплексов с глубокой переработкой угля на базе Менчерепского месторождения; энерготехнологического комплекса «Караканский» с глубокой переработкой угля; пятидесяти комплексов по переработке отходов углеобогащения на основе водоугольного топлива; десяти энерготехнологических комплексов малой распределенной энергетики; строительство пяти заводов по комплексной переработке техногенных отходов. Кроме того, в рамках инновационного кластера на базе технологической платформы «Малая распределенная энергетика» намечена организация Координационного центра по развитию инновационных технологий использования угля на объектах малой генерации (координаторы – ЗАО «АПБЭ» и Институт теплофизики СО РАН).