Ситуация, сложившаяся в топливно-энергетическом комплексе Челябинской области, характеризуется;
дефицитом электроэнергии, вырабатываемой компанией ОАО "Челябэнерго";
изношенностью основного и вспомогательного оборудования генерирующих источников энергии;
покупкой в других регионах России практически всех энергоносителей (природный газ, топочный мазут, кузнецкий и канско-ачинский угли и др.);
снижением добычи местных энергетических углей.
В августе 1999г. ОАО "Газпром" выступил с предложением сократить газовую составляющую в топливном балансе РАО "ЕЭС России". Доля природного газа в структуре потребления топлива тепловыми электростанциями России в европейской части и на Урале составляет 77% , поэтому в настоящее время встает вопрос о замещении газовой составляющей в топливном балансе энергокомпаний на альтернативный энергоноситель - уголь. По заключению специалистов, структуру топливного баланса в электроэнергетике надо диверсифицировать, но делать это нужно не в авральном порядке, а постепенно.
возможность эффективного сжигания низкокалорийных, высокозольных топлив, а также топлив с малым выходом летучих, которая определяется стабильной температурой в топке, длительным временем пребывания коксозольного остатка в реакционной зоне. В результате имеется значительная экономия вспомогательного топлива, т.к. исключается подсветка мазутом или газом;
возможность сжигания топлив различного качества в одном и том же котле, упрощенная схема подготовки топлива, отсутствие пылеприготовительного оборудования, хорошие динамические характеристики, быстрый пуск из "горячего" состояния;
возможность эффективного (более 90%) связывания оксидов серы путем относительно дешевого способа подачи известняка в топку, при оптимальной температуре слоя около 870 °С и длительном времени пребывания частиц известняка в реакционной зоне;
низкие выбросы оксидов азота (менее 200-300 мг/нм3) без использования специальных средств азотоочистки., которые обусловлены низкой и стабильной температурой слоя и надслоевого пространства при организации ступенчатого подвода воздуха;
возможность использования низкосортного (с зольностью до -65%) топлива, например, отходов углеобогащения;
маневренность котлоагрегата, способного работать с полезной нагрузкой, составляющей -(100-20)% от установленной мощности;
высокая заводская готовность котлоагрегата и комплектность поставки, надежность и современный дизайн;
выполнение жестких требований по выбросам вредных веществ в окружающую среду.
Известно, что любой товар в рыночной экономике идет туда, где цены на него выше. Россия встала на рыночный, более точно, коммерческий путь развития экономики. Поэтому единственной мерой ценности российского газа является экспортная цена. В настоящее время валютный коридор для российского газа составляет 90-100 долл/тыс.куб.м (в России 12-14 долл/ тыс.куб.м), поэтому любое долговременное значение цены внутри этого коридора является истинной мерой ценности газа как товара и внутри страны. Все остальные меньшие значения - внутрироссийские денежные его измерения. Это не цены, а административно сниженный, убыточный для газопроизводителей тариф.
Как указывалось выше, сейчас цена на газ в России в среднем в семь раз ниже европейской. Длительная "газовая пауза" в энергетике, к сожалению, не стимулировала техническое перевооружение последней, а очень низкие цены на такой издержкозадающий товар, как природный газ, автоматически устанавливают низкие цены на более издержкозадающий товар - электроэнергию.
Эта задача может быть решена за счет реконструкции и строительства новых генерирующих мощностей на угле (ЦКС и ПГУ с газификацией угля), эффективным использованием природного газа в электроэнергетике (ГТУ и ПГУ), увеличения добычи угля, энергосбережением, либеризацией цен на газ и развитием конкурентного рынка топлива. В решении совместного заседания НТС РАО "ЕЭС России" и Научного совета РАН "О топливной политике в электроэнергетике" дается структура топливопотребления ТЭС с вытеснением природного газа и увеличением расхода угля. Так, доля газа в теплоэнергетике уменьшается с 62% в 1998г. до 57% в 2015г., доля мазута с 9% до 4%, а доля угля возрастает с 29% в 1998г. до 39% в 2015г.
Главной задачей в Челябинской области является снижение доли использования дефицитного энергоносителя природного газа при производстве электроэнергии и замещении его углем, т.е. энергоресурсосбережение и повышение региональной энергобезопасности.
Наиболее рациональное и эффективное решение этого вопроса заключается в создании сети местных теплоэлектростанций (ТЭЦ), работающих на дешевых сортах угля или отходах углеобогащения. Огромный интерес представляет использование на этих ТЭЦ оборудования, предназначенного для сжигания твердого топлива в циркулирующем кипящем слое (ЦКС). Эта технология обладает рядом важных преимуществ по сравнению с применяемым в России традиционным факельным сжиганием:
Технология кипящего слоя в энергетических установках (установки тепловой мощностью 50 МВт и более) начала широко использоваться с середины 70-х годов под влиянием ужесточающих норм на вредные выбросы.
На начало 1997г. эта технология использовалась на 606 электростанциях с установленной тепловой мощностью 58025 МВт. С середины 90-х годов рост установленной мощности с котлами кипящего слоя замедлился. Исходя из общего количества установок, 51 % приходится на технологию ЦКС (66% по мощности), 41% - на технологию КС (23% по мощности), 6% - на установки промежуточного типа и 2% (5% по мощности) - на установки КСД.
Наибольшее количество котлов размещено в Европе - 275 с тепловой мощностью 24700 МВт (из них 104 в Финляндии, 81 в Швеции и 46 в Германии), в США - 155 (18296 МВт) и в Азии - 126 (14231 МВт), из них в Японии - 28 (2360 МВт) и в Китае - 25 (2800 МВт). Наиболее крупные котлы с кипящим слоем (в том числе под давлением) построены и сооружаются в Японии и имеют тепловую мощность 800-840 МВт. Крупнейший котел ЦКС пущен в 1996г. во Франции на параметры пара; расход 720 т/ч, давление 16,5 МПа, температура пара 565°С/565°С для блока 250 МВт. эл., в котором успешно сжигается уголь с теплотворной способностью 3525 ккал/кг, влажностью 11-14%, зольностью 26-32% и содержанием серы 3,68%.
На рис. 1 показаны схемы пяти наиболее известных модификаций ЦКС, отличающиеся долей тепла, снимаемой в топке, компоновкой и конструкцией циклонов для улавливания золы.
Необходимо отметить, что в последнее время в Западной Европе, особенно в Скандинавских странах, все более активно используются различные виды биомассы для получения тепла и энергии. Особенно перспективным считается применение технологии кипящего и циркулирующего слоя при совместном сжигании биомассы, а также промышленных и муниципальных отходов в смеси с углем. Это позволяет эффективно утилизировать используемые отходы и снизить нагрузку на окружающую среду. Немаловажным является также то обстоятельство, что в этом случае можно не иметь добавки инертного материала (используется зола угля) и уменьшить расход известняка при том же содержании серы в угле (за счет разбавления дымовых газов). В 1997г. фирма Фостер-Уиллер применила крупнейший в мире котел ЦКС для сжигания 600 тонн в день твердых бытовых отходов при максимальной паропроизводительности 200 т/ч.