18 Сентября 2019

Ликбез №48: Сжигать по проекту

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

Поделиться в социальных сетях

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

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

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

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

Сравнивать два вида энергетического угля некорректно – и у бурого, и у каменного очень много марок, и они могут кардинально различаться по ключевым качественным характеристикам.
Снимок экрана 2019-09-17 в 12.30.02.png

Географический фактор

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

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

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

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

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

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

Его коллега по СГК, директор Абаканской ТЭЦ Владимир Моргун, добавляет, что на выбор проектного топлива для той или иной станции влияет также надежность и бесперебойность будущих поставок. «Например, на этапе проектирования Абаканской ТЭЦ, строительство которой началось в 1972 году, предполагалось использование в качестве топлива именно бурого угля. Почему? Ответ – в логистике. Ставка сделана на ближайший крупный угольный бассейн России, Канско-Ачинский, и в частности, на Бородинский разрез в Красноярском крае. Запасов бурого угля там достаточно для обеспечения работы станций на десятки лет, поэтому беспокоиться о поставках и своевременном пополнении угольного склада ТЭЦ не нужно. Ни oдин из бассейнoв на территoрии Хакасии не распoлагает такими бoльшими запасами угля, какие требуются для бесперебoйнoй рабoты теплoвoй станции на прoтяжении десяткoв лет».

http://reftinskiy.ru/wp-content/uploads/2017/05/ГРЭС_10.05.17.jpg
На самую мощную угольную ГРЭС в России – Рефтинскую в Свердловской области – уголь доставляют по железной дороге с Экибастузского месторождения в Казахстане, транспортное плечо – почти 1,5 тыс. км.

Пробные сжигания и модернизация

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

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

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

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

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

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

Еще в 2001 году в РАО «ЕЭС России» были утверждены методические указания для проведения такой перестройки. Они действуют и сегодня. «Использовать на ТЭЦ топливо, которое не было предусмотрено проектом, можно только при обязательном выполнении двух условий. Первое — это проведение пробного и опытного сжиганий нового топлива, по результатам чего делается вывод о принципиальной возможности использования данного топлива. А дальше идут варианты: использовать его в чистом виде или в смесях с проектным топливом (указывается допустимое соотношение)», - объясняет Алексей Кутырев.

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

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

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

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

Как объяснили «Кислород.ЛАЙФ» в Новосибирском филиале СГК, в конечном итоге любая ТЭС стремится к максимальной эффективности производства тепловой и электрической энергии, которая зависит от стоимости тонны условного топлива угля. В этой цифре учитываются не только цена закупки у поставщика и затраты на доставку топлива до склада на конкретной ТЭС (тариф РЖД и услуга перевозчика), но и эксплуатационные издержки, «возникающие при хранении, приготовлении топлива для подачи на сжигание в котлы, а также при перемещении, хранении и утилизации золошлаковых отходов после сжигания». «И, конечно, затраты на ремонты и восстановление изнашиваемого в процессе эксплуатации оборудования топливоподач и установок для приготовления и сжигания пылевидного топлива», - добавили в филиале. Проще говоря, никто не станет устраивать топливные революции в ущерб экономике.
Виталий Волобуев
Для перевода станции на уголь другой марки требуется обязательное согласование данного вопроса с заводом-изготовителем котельного оборудования, проведение опытного сжигания топлива, контроль поведения котлоагрегата, исследование поверхностей нагрева котла
Александр Попов шеф-редактор «Кислород.ЛАЙФ»
Если вам понравилась статья, поддержите проект