Энергосистема Украины: непроектный уголь

Рассмотрев в первой части цикла скучные вопросы классификации ТЭС и кратко описав их режимы работы, во второй части мы поговорим на более интересную тему. А именно, обсудим, насколько реален тезис о том, что угольная энергетика Украины привязана к конкретным маркам угля, и при потере Донбасса она встанет из-за того, что сжигать в топках котлах замещающие марки угля станет невозможным. По крайней мере, именно такие идеи бродят по интернету с соответствующими комментариями. Попробуем рассмотреть этот вопрос в настоящей статье.

Начнем с самых, что ни есть, азов. В современной постсоветской электроэнергетике широко развито сжигание трех типов топлива на ТЭС: это газ (природный, гораздо реже доменный или еще какой-либо технологический), мазуты и угли различных месторождений. Популярный на заре ГОЭЛРО торф, а также древесная щепа, сжигающаяся кое-где близ древообрабатывающих комбинатов, заметной роли ныне не играют, а дизельное топливо постоянно сжигается только там, где нет серьезных электростанций (как правило, это относится к небольшим генераторам на островах, Крайнем Севере России и прочих удаленных регионах). В целом же, постсоветская генерация – это паросиловая ТЭС, основанная на факельном сжигании в топках котлов природного газа, мазута, либо угля, и приводе паровой турбины сгенерированном в котле паром. К чести россиян нужно отметить, что с середины 2000-х годов факельное сжигание газа на новых ТЭС запрещено, и вновь вводимые мощности на газе используют передовые газотурбинные и парогазовые технологии, основанные на применении цикла Брайтона и Брайтона-Ренкина, из которых последний имеет существенно большую экономичность, чем традиционный цикл Ренкина. Ложкой же дегтя является то, что отсутствие в Советском Союзе технологий изготовления газовых энергетических турбин решается не путем загрузки своих заводов, хотя бы вначале по ворованным или лицензионным технологиям, а с помощью допуска на рынок крупных западных поставщиков, прежде всего, GE и Сименс. Штучное изготовление газовых турбин на ЛМЗ по лицензии Сименс, а также план строительства совместного завода «Интер РАО ЕЭС» и GE – картины не меняет: в обоих случаях в России локализуется сборка устаревших машин, в то время как по-настоящему передовые машины полностью производятся за рубежом. Для примера: когда (и если!) упомянутый выше завод GE будет построен, то выпускаться на нем будут машины шестой серии, в то время, как на новых блоках Шатурской, Нижневартовской и второй Сургутской ГРЭС уже введены в эксплуатацию машины девятой серии. Как бы то ни было, мы уверены, что такая политика глубоко ошибочна, и приведет к очень серьезным проблемам в будущем, тем более, что в России имеются Рыбинский завод и завод «Салют», уже поставлявшие турбины для электростанций (Ивановские ПГУ и ГРЭС-24). Однако вопросы внедрения газотурбинных технологий в России выходят за предел настоящего цикла статей.

Далее разберем принципиальные отличия технологии сжигания каждого из видов топлива. Для этого нужно провести небольшой исторический экскурс. Принцип организации топочного процесса в первых паровых котлах был достаточно примитивным, достигнув совершенства где-то к окончанию Первой Мировой Войны. Выглядел он следующим образом. Куски твердого топлива, угля или дерева, вручную или с помощью механических конвейеров подавались на колосниковую решетку (принципиально, лист с прорубленными отверстиями). Снизу вентилятором, либо мехами гнался воздух для горения, который поступал через отверстия в решетке. Горение происходило непосредственно на решетке, а невыгоревшая часть топлива удалялась с решетки либо, падая вниз через отверстия, либо с помощью специальных механизмов непосредственно с решетки.

Подобная технология имела своим преимуществом предельную простоту, однако обладала двумя существенными недостатками, в итоге поставившими на ней крест. Во-первых, при увеличении размера котла то же самое происходило и с решеткой, а при увеличении ее площади свыше 15 квадратных метров не удавалось нормализовать аэродинамический режим: воздуха по краям не хватало. Несколько решила вопрос параллельная установка группы паровых котлов, однако после появления минеральных масел, позволивших нарастить в 20-е годы мощность паровых турбин до десятков МВт, количество работающих в параллель котлов пришлось в отдельных случаях увеличивать до нескольких сотен единиц. Вторая проблема заключалась в том, что для подобного сжигания годились только хорошие угли, а к указанному времени возник их дефицит. Так что на смену решеткам пришла новая технология: факельного сжигания угольной пыли, которая и по сию пору доминирует в угольной энергетике.

Появление этой технологии в межвоенный период ознаменовалось дооснащением котлов такими устройствами, как горелки и системы пылеприготовления, при всем своем разнообразии, имевшие, как минимум, два общих для всех систем элемента: мельницу и устройство подачи пыли к горелкам. Собственно, повторим еще раз, именно эта технология, разумеется, предельно развитая против описанного примитива, и дожила на советских угольных станциях до сегодняшнего дня. В качестве подробности для эрудитов отметим, что дальнейшее увеличение дефицита хорошего угля, по мере его выработки, привело к появлению еще полутора принципиально новых технологий сжиганий угля. Первая из них – это сжигание угля в кипящем слое, являющееся модернизацией сжигания угля на решетке, однако на более серьезном научно-техническом уровне. Вторая – предварительная газификация угля в специальных газификаторах, с последующим сжиганием образовавшегося газа. Обе технологии, особенно вторая, по нашему мнению, несомненно, передовые и имеют большие перспективы, однако особого развития в СССР и постсоветских странах не нашли. На территории России несколько лет продолжаются попытки достроить блок №9 Новочеркасской ГРЭС с первым в стране котлом с кипящим слоем, а в Украине смонтированный в пьяном угаре словацкий котел аналогичной технологии взорвался на Старобешевской ГРЭС. Что до станций на газифицированном угле, то в СССР такая экспериментальная станция строилась, кажется, в Новомосковске, но из затеи ничего не вышло. За рубежом же, в частности, в Чехии и Китае, технология внедряется достаточно успешно.

Вернемся, однако, к разговору о развитии котельной техники. Дальнейшее нарастание дефицита качественного угля еще до войны заставило котлостроителей пойти двумя путями. Первым стали поиски путей сжигания низкосортных топлив. Здесь революционным стало решение для особо трудносжигаемых углей повышать температуру сгорания выше той, при которой плавится шлак. В результате, шлак теперь выпадал из топки не в виде твердых частиц, а выливался в виде расплава. Подобная технология особенно сильно оказалась востребована в Украине при сжигании Донецких углей, качество которых стало неудовлетворительным уже в первые послевоенные годы. Настоящим спасением стало появление котла ТПП-312А, которым оборудованы до сих пор такие мощные станции, как Углегорская ГРЭС, Зуевская ГРЭС, Запорожская ГРЭС и многие другие. Более того, именно пылеугольные блоки 300 МВт с котлами ТПП-312А обеспечивают устойчивость ОЭС Украины в настоящее время.

Однако наличие в Советском Союзе больших и относительно дешевых запасов природного газа и нефти, позволило также пойти и вторым путем, а, именно, сжигать на электростанциях не только уголь, а также газ и мазут. Большую практическую работу в этом направлении провел коллектив московских специалистов во главе с позабытой ныне Ангарой Авдеевой (столь позабытой, что мне даже не удалось найти ее фотографию, поэтому в этом месте вставлю фотографию ее классической монографии). В результате, газовая электроэнергетика также успешно развивалась в Советском Союзе, венцом чего стал пуск на рубеже 70-80-х годов крупнейшей единицы генерации в мире – блока №9 Костромской ГРЭС мощностью 1200 МВт, работающего на природном газе. Вторым несомненным успехом стал перевод с угля на газ всех электростанций Москвы (рубеж 80-90-х годов) и Санкт-Петербурга (десятилетием позже, уже в постсоветское время). В это же время активно развивалась и технология сжигания на электростанциях мазута, где большой практический и теоретический вклад внес персонал все той же Костромской ГРЭС, бывшей несомненным флагманом позднесоветской электроэнергетики.

Получение доступа к дешевому газомазутному топливу для сжигания на электростанциях, позволило в 1980-2000 гг. в Европейской части России практически полностью отказаться от сжигания угля. Кроме отдельных крупных ГРЭС (Череповецкая, Черепетцкая, Рязанская, Новочеркасская) уголь практически нигде не сжигается. Да и на упомянутых станциях «не все так однозначно». Например, Рязанская ГРЭС, практически копия разобранной в предыдущем цикле Запорожской ГРЭС, имеет два газомазутных блока 800 МВт и три пылеугольных 300 МВт, ее украинский аналог отличается тем, что блоков 800 МВт имеет в своем составе три штуки. Однако на практике, на российской станции в работе находится постоянно только один пылеугольный блок, редко два, а основную нагрузку несут блоки 800 МВт. То есть, по соотношению выдаваемой мощности где-то 70 % выдает именно газовая часть. На Запорожской же ГРЭС напротив, блоки 800 МВт пускаются только «по праздникам», а нагрузку несут пылеугольные блоки.

Как бы то ни было, если ОЭС Украины в части ТЭС, это, прежде всего, уголь, то ЕЭС России к западу от Красноярского региона и Кузбасса это газ с редкими вкраплениями угля. Серьезная угольная энергетика начинается только на территории деятельности Сибирской Генерирующей Компании и далее на восток вплоть до Тихого океана. Хоть это и не относится к теме статьи, но отметим, что подобная эволюция заложила мину под российскую энергетику. Почему – станет ясным позже.

С технологической точки зрения сжигать газ значительно проще, чем уголь. Во-первых, при сжигании газа не требуется громоздкая система углеподачи и пылеприготовления (система действительно громоздкая с множеством конвейеров, бункеров, механизмов, различного вспомогательного оборудования типа вагоноопрокидывателей и размораживающих сараев). Все это оборудование заменяется газопроводом с узлом регулирования его давления. Особенно велико это преимущество, если учесть, что отечественные котлы не могут растапливаться на пыли. Растопочным топливом является газ или мазут, подпыливание начинается с нагрузки тридцать-сорок процентов номинальной, а отключение растопочного топлива происходит на нагрузке шестьдесят процентов и выше. При сжигании угля образуется шлак, который нужно непрерывно отводить от котла, выбрасывая его на шлакоотвалы, представляющие собой огромные площади уничтоженной земли. Кроме того, развитие промышленности сделало крайне неуместной картину английского промышленного района с его густым смогом от сжигания угля. Поэтому сейчас все угольные станции оборудуются устройствами удаления золы из уходящих газов, что не требуется при сжигании газа или мазута. Таким образом, первое преимущество при сжигании газа – это то, что требуется значительно меньше оборудования, равно как и персонала, для его обслуживания. Второе, о котором мы неявно упомянули уже, это то, что газомазутная энергетика при прочих равных оказывает значительно меньшее воздействие на окружающую среду. Третье – это то, что газ и мазут сжигать значительно легче с точки зрения топочного процесса: они горят проще, к тому же газ  в трубе газом и является, а какой уголь попадает в котел в настоящий момент времени – заведомо указать нельзя: так любой, кто, когда-либо работал на угольной станции, знает, что один и тот же по паспорту уголь с поезда и со склада – это два разных угля (в основном по той причине, что уголь со склада уже украли, и к котлам подается неизвестно что вперемежку с землей и песком). Но это на самом деле лирика, а главное для нас то, что газомазутный и пылеугольный котлы отличаются тем, что пылеугольный, грубо говоря, это тот же газомазутный, но дооснащенный системами пылеприготовления и золошлакоудаления (это по минимуму, а на самом деле там еще целая куча систем: расшлаковка, обмывка и обдувка топки и поверхностей нагрева и т.д., но это мелочи). То есть, жечь в пылеугольном котле газ можно без проблем (точнее, они бывают, но чисто режимные: там температура пара вторичного перегрева может снижаться и т.д., но мегаватты все равно будут выданы; как правило, проблемы при переходе на газ решаются чисто технологическими методами безо всяких реконструкций). А вот обратная задача – технологически неразрешима, нужно снести все, что есть на станции, и построить ее заново. Поэтому сразу же констатируем, что проблемы жечь на угольных котлах газ не существует. Более того, до первого прихода к власти в Украине нацистов в 2005 г., в энергетике страны происходили те же тенденции, что и в российской: уголь в балансе топлива замещался газом. Однако, после того, как цена на газ для бандеровцев все-таки была поднята, станции были вновь переведены на уголь, а газ там, где была такая возможность, сжигать практически перестали (например, показателен обратный перевод на уголь Приднепровской ГРЭС, которая еще в 2006 работала в основном на газе, но через пару лет практически полностью отказалась от него).

Здесь отдельно стоит упомянуть о сжигании мазута на ТЭС. Это топливо не нашло на постсоветском пространстве такого распространения на ТЭС, как газ. Связано это с тем, что мазут практически всегда содержит серу, причем в количествах существенно больших на единицу теплоты, чем угли, и, тем более, природный газ. В процессе сгорания из серы образуется ее оксид. Поскольку также в топливе в том или ином виде присутствуют водород и влага, то в уходящих газах содержится смесь водяных паров и этих оксидов. При попадании этой смеси в холодные газоходы котла происходит конденсация с выпадением серной кислоты, и последующим повреждением оборудования в результате так называемой низкотемпературной коррозии. Кроме того, мазут стоит в России дороже, чем газ, а также требует в отличие от газа системы подготовки к сжиганию. Разумеется, она значительно проще, чем при сжигании угля. Состоит мазутное хозяйство на ТЭС, как правило, из баков запаса мазута, прямого и обратного мазутопровода, перекачивающих насосов, подогревателей и системы спутникового обогрева. Все эти особенности мазута, в первую очередь, склонность к повреждению низкотемпературной части котла, привели к тому, что, как основное топливо на ТЭС он не используется, кроме отдаленных станций, куда технически проще завести его танкером, чем тянуть газопровод. Однако мазут оказался (в теории) идеальным резервным топливом. Возможность хранения его в баках дает существенное преимущество против газа, который накопить на площадке ТЭС невозможно, и он подается непрерывно с помощью газопровода. Однако в постсоветской реальности все не так. Редкое использование мазута (только при растопках на угольных ТЭС и при лимите на газ на газовых) неизбежно ведет к искушению часть его украсть, благо сделать это проще, чем с углем (и тем более с газом, украсть который в условиях ТЭС – это вершина управленческого искусства), а украденный объем залить водой. В результате остро встает такая специфическая проблема, как необходимость сжигать низкосортный обводненный мазут, который по степени негативного воздействия куда опаснее обычного. Проблема носит столь системный характер, что имеются целые научные школы, посвятившие себя решению этой проблемы (это не преувеличение, достаточно вбить в любой поисковик что-то типа «диссертация кандидата наук на тему сжигания обводненного мазута», и наслаждаться чтением). Однако и помимо тотального воровства, массовое сжигание мазута в условиях России и, тем более, Украины едва ли возможно просто по экономическим причинам.

Таким образом, мы кратко поговорили о технологических особенностях сжигания различных топлив на ТЭС, заодно выяснив, что никаких проблем при замещении угля газом не возникает, а обратный процесс принципиально не возможен. Что же касается помянутой выше мины под российскую энергетику, то речь идет вот о чем. За двадцать с лишним лет отказа от угольной энергетики, в стране потеряна способность к ее восстановлению. Ушли люди, которые могли эксплуатировать, проектировать, строить, налаживать вновь вводимые угольные станции. В Европейской части России нет ресурсов для строительства угольных блоков, а необходимость такая есть, и ведущими отраслевыми специалистами понимается: газ закончится раньше, да и с экономической точки зрения жечь его все-таки невыгодно, хотя в кривой российской экономике газ и стоит меньше угля. В Сибири же новые мощности на угле вводятся (например, без шуток сверхсовременные блоки Харанорской ГРЭС), но потенциал местных институтов – Томского Теплоэлектропроекта, Сибтехэнерго, СибКОТЭС – для решения проблемы на федеральном уровне не достаточен. Боюсь, что лет через десять российская угольная энергетика попадет в ту же ловушку, что и газотурбинная: придется закупать технологии за рубежом, втридорога, да к тому же и превращая свои станции в испытательные полигоны.

Теперь перейдем-таки к обозначенной в первых строках проблеме – проблеме взаимозаменяемости углей в рамках одного котла. Для этого вначале изложим небольшое теоретическое отступление. Сперва рассмотрим схемные вопросы. В зависимости от компоновочных решений, на электростанции возможна реализация одной из двух схем пылеприготовления. В первой из них, пыль готовится индивидуально для каждого котла своей группой мельниц. Во второй – станция оборудуется центральным пылезаводом, который работает на несколько котлов одновременно. Преимущество каждой из схем очевидны – первая дешевле, вторая – надежнее, и позволяет работать системе пылеприготовления независимо от режима работы котла. Разумеется, схемы без центрального пылезавода в советской энергетике нашли себе больше применения, хотя и альтернативная технология также встречалась, например, центральный пылезавод имелся на Славянской ГРЭС, и был уничтожен в начале июля 2014 г. фашистами при обстреле станции. Но и схема без центрального пылезавода также может быть реализована двумя путями: с промежуточным бункером пыли, и без оного. Преимущества и недостатки обеих схем ровно те же. Из-за дешевизны второго варианта большее распространение нашел именно он.

Однако очевидно, что схемные решения имеют мало отношения к решению поставленной задачи, а скорее отражают представления конструкторов об оптимизации режима работы пылеприготовления. Критически же важным при выборе того или иного угля для сжигания являются следующие особенности конструкции котельной установки: тип мельницы, тип сушки топлива, конструкция горелок и компоновка поверхностей нагрева, тип шлакоудаления. Именно эти особенности должны правильно соответствовать характеристикам сжигаемого угля. Поэтому поговорим об этих характеристиках.

Применяемые в энергетике угли имеют различные классификации, мы же далее будем использовать классическую советскую классификацию, согласно которой они делятся на антрациты, каменные угли и бурые угли. Далее кратко охарактеризуем свойства каждого из этих углей.

Антрациты это угли, характеризующиеся наибольшей теплотворной способностью. Эти угли имеют относительно небольшое содержание влаги и серы, достаточно плохо зажигаются. Для энергетики всегда считались лучшим топливом, за ее пределами практически не используются. По разведанным запасам антрацита Украина занимает одно из первых мест в мире, основная часть запасов сосредоточена в центральном и восточном Донбассе, также и Россия наряду с Китаем по запасам этого топлива находится в вершине списка. Основным поставщиком антрацита в России является Печорский бассейн (хотя в России уровень добычи этих углей крайне невелик). Наиболее распространенным топливом в энергетике являются каменные угли, под которыми подразумевается группа углей с различными свойствами. Содержат больше влаги, чем антрациты, имеют меньшую теплотворную способность, однако зажигаются, как правило, несколько лучше. Большая часть украинского каменного угля добывается в Донбассе и на западе страны, а в России – в восточной части Сибири. Наконец, бурые угли – это самый «плохой» вид энергетического топлива. Зажигаются достаточно легко, хорошо горят, однако имеют повышенную влажность, как правило, содержат различные минеральные примеси, в частности, серу и кальциевые соединения. Наличие таких соединений при определенных условиях может привести к предельно (буквально в считанные дни) быстрому зашлаковыванию котла (об этом чуть ниже). В целом, сжигание бурых углей в энергетике достаточно непростое занятие, хотя имеются положительные примеры. Основной район добычи углей в Украине – Кривбасс, в России – КАТЭК, на углях которого работает, в частности, Березовская ГРЭС с уникальными пылеугольными блоками 800 МВт (станция сама по себе уникальна, и является памятником советской инженерии в лучшем смысле этого явления, когда-нибудь, я обязательно опишу историю ее строительства, тем более, что с человеком, который руководил наладочными работами на этом блоке, мне довелось в последствие работать на строительстве блока ПГУ Сызранской ТЭЦ). О том, что такое сжигание бурых углей, может свидетельствовать тот факт, что эти блоки, несмотря на то, что являются центром приложения лучших сил постсоветской инженерной мысли уже более тридцати лет, имеют ограничение по установленной мощности 750 МВт (сейчас снятое по политическим мотивам, но по факту имеющееся), связанное с очень быстрой зашлаковкой поверхностей нагрева.

Уже даже из такого беглого анализа ясно, что различные угли так различаются по своим свойствам, что это неизбежно сказывается на выборе оборудовании при проектировании. Также верно и обратно: оборудование, разработанное для работы на одном виде угля, при переходе на другой тип угля начинает работать в иных условиях. А вот, насколько эти условия иные – нужно смотреть в конкретных условиях. Иногда переход на другой уголь ничего не меняет, иногда – достаточно изменить режим горения, иногда – провести серьезную модернизацию, а иногда переход на определенный вид топлива в принципе не возможен (выше мы уже приводили пример Березовской ГРЭС, мощность которой, несмотря на все усилия, не могли обеспечить даже при сжигании проектного угля). В этом смысле свойства основных украинских углей – Донбасса, Кривбасса и Волынского бассейна – хорошо известны, и требования к свойствам замещающих углей вполне ясны. Иной вопрос, насколько такие угли будут найдены за рубежом, и если найдены не будут, то получится ли наладить их сжигание на станциях. Если ответ на первый вопрос мы дать не можем в принципе, то по второму вопросу степень неизвестности меньше. В принципе, конечно, можно закупить такой уголь, который вообще не пригоден для сжигания на украинских ТЭС (и вероятность такого решения ненулевая: коррупция, очковтирательство и безграмотность – вполне могут привести к такому результату), но более вероятно, что перед наладчиками и конструкторами встанет обычная задача разработки мероприятий при переходе на новый вид топлива. Задача эта вполне традиционна, возникает на ТЭС регулярно при смене поставщика угля, и, как правило, успешно решается коллективом наладочной организации и котельного завода. В Украине имеются сильные наладчики по сжиганию угля, речь идет, прежде всего, о фирмах ЛьвовОРГРЭС и ДонОРГРЭС, базирующихся в Львове и Горловке, соответственно. Обе фирмы имеют многолетний опыт сжигания различных углей в СССР и за рубежом (особенно ДонОРГРЭС, работающий последние годы на субподряде крупной российской генподрядной фирмы «Технопромэкспорт», занимающейся строительством электростанций по всему миру), а также квалифицированный персонал. Что касается завода, чье участие в реконструкции котла обязательно, то большинство котлов на украинских ТЭС изготовлено Таганрогским котельным заводом (Россия). На заводе также накоплен за более чем вековую историю, богатый опыт различных реконструкций, а сам завод после тяжелого кризиса девяностых, постепенно выходит из комы (за последние годы были выполнены проекты самых передовых пылеугольных котлов для Харанорской и Черепетской ГРЭС в России, и электростанций «Вонг-Би» во Вьетнаме и «Бар» в Индии). Из этого, кстати, следует, что для создания проблем фашистам российским властям нужно ввести запрет на деятельность Таганрогского завода на территории Украины, а властям ДНР исключить всеми имеющимися средствами возможность переселения сотрудников котельного цеха ДонОГРЭС на оккупированной бандеровской хунтой территории Украины.

Исходя из сказанного, ясно, что при переходе на другой уголь последствия могут быть непредсказуемыми, а результата определится только мастерством наладчиков. Поэтому дальнейшие рассуждения являются на данном этапе не более, чем спекуляцией. Вместо того чтобы заниматься этим, мы расскажем историю вполне конкретного успешного перехода на непроектный уголь, которая станет своеобразным гимном советской инженерной мысли. Речь пойдет о реконструкции двух котлов Рязанской ГРЭС при переходе на сжигание березовского бурого угля, которую проделала группа специалистов из Ленинградского Политехнического Института в 2000-2001 гг.

Изначально станция проектировалась для работы на подмосковном буром угле, однако после развала СССР убыточные предприятия по его производству были закрыты, и ГРЭС начала закупки альтернативных углей. Из экономических соображений выбор был остановлен на березовском угле КАТЭК. Однако особенностью вообще углей КАТЭК, и углей березовского разреза в особенности, является повышенное содержание кальция. Как бы то ни было, но уголь начали жечь на котлах первой очереди и начались проблемы. На поверхностях нагрева образовывались сцепленные отложения из соединений кальция. Появлялись они с очень большой скоростью, буквально через несколько дней после растопки котлы приходилось гасить. Далее на площадке появлялись рабочие котлоочистки, и начинался нудный процесс расшлаковки. И далее – по новому циклу.

^{Воздухопогреватель котла до реконструкции}

Вкратце, суть проблемы была вполне понятной: высокие температуры в топке приводили к расплавлению кальциевых соединений, которые в виде расплава покидали зону горения, а затем в более холодных зонах затвердевали, налипая на различных поверхностях. Однако, что с этим делать, было непонятно, и котлы регулярно останавливались, станция несла убытки.

Решил проблему, как это ни странно, крайне нелюбимый россиянами тогдашний руководитель «РАО ЕЭС России» А.Б. Чубайс. По его указанию были проведены научные изыскания. Лучшим проектом реконструкции котла было признано предложение группы специалистов из Санкт-Петербурга.

Суть их идеи заключалась в следующем. Если ранее весь, участвующий в горении воздух подавался непосредственно к горелкам котла, то теперь значительная его часть (примерно 20 %) подавалась снизу топки, а горелки были повернуты вниз. Продемонстрировать эту разницу можно следующими рисунками, характеризующими траекторию частиц топлива в топки на котле до модернизации и после:

Из картинок наглядно видно, а если и не видно, то пусть читатель примет это как факт, что при модернизации образовывается вихрь, частица не просто вылетает из топки, а циркулирует в ней до полного выгорания. Благодаря эффекту вихря в топки происходит более глубокое выгорание топлива при более низкой температуре. Более глубокое выгорание обеспечивается за счет того, что горючая часть топлива не вылетает из топки, а более низкая температура горения – увеличением вихрем объема ядра горения. В результате кальциевые соединения в угле не плавились, и вылетали из топки в виде не расплава, а твердой фракции, которая не прилипает к стенкам котла.

^{Воздухопогреватель котла после реконструкции}

Этот пример достаточно убедительно показывает, что при административной поддержке влиятельных лиц инженерная мысль способна решить любую проблему, возникающую при сжигании непроектных углей. Кстати, административную сторону вопроса не стоит отметать ни в коем случае. После успешной реализации проекта на Рязанской ГРЭС его авторы попытались внедрить такое же решение на уже знакомой нам Березовской ГРЭС (благо сжигался на ней ровно тот же самый березовский уголь). Однако А.Б. Чубайс к этому времени уже потерял интерес к решению технических вопросов, и проект так и не был реализован. В результате, до настоящего времени все вопросы по шлакованию котлов на этой станции решаются путем тупого наращивания числа аппаратов паровой обдувки и увеличения их мощности (на настоящий момент их число достигает уже нескольких сотен на котел).

В целом же, мы считаем, что при правильной административной поддержке организации перевода украинских ТЭС на непроектные угли, вопрос будет решен положительно. Что касается контрмер, то к ним, прежде всего, должны относиться запрет Таганрогскому котельному заводу работать на территории Украины, а также недопущение миграции сотрудников котельного цеха ДонОРГРЭС на контролируемую нацистами территорию.

В следующей статье мы поговорим о плюсах и минусах теплофикации в современном обществе.