Но никакой эксперимент не решит, какая энергетика лучше — газовая или угольная, атомная или солнечная?

Тут эксперимент не поставишь — он должен длиться десятки лет. А ответ нужен сейчас. Ведь энергетика страны развивается на основе пятилетних планов, путеводным маяком для которых и служит Энергетическая программа, определяющая основные направления энергетической политики на более длительный срок — на 15–20 лет.

В свою очередь, Энергетическая программа основывается на долгосрочном прогнозе развития энергетики с упреждением примерно в полстолетие.

Освоение новых первичных энергоресурсов, создание надежных технических средств для их транспортировки, преобразования и использования продолжается десятки лет. Поэтому в энергетике трудно обойтись без долгосрочных прогнозов и программ. Высокая капиталоемкость, широкая взаимозаменяемость энергоресурсов и видов энергии делают особенно важным заблаговременную разработку оптимальной структуры энергохозяйства страны.

Однако в энергетических прогнозах в мире царит разнобой. Одни говорят, что энергетика пойдет вперед чуть ли не семимильными шагами, другие предрекают чуть ли не нулевой ее рост. Большая неопределенность долгосрочных энергетических прогнозов зависит от недостоверности исходной информации, неполноты наших знаний.

Но основная причина прогнозного разнобоя — принципиально разные взгляды на развитие- больших систем энергетики.

Фаталисты, экзистенциалисты полагают, что в основе природы и общества лежит неопределенность и случайность, а потому огромные многокомпонентные энергетические комплексы — неуправляемые, чисто вероятностные системы. Человек не может активно воздействовать на них в нужном направлении.

Детерминисты же впадают в другую крайность и уверяют, что мир держится на однозначно определенных связях, благодаря чему можно безошибочно рассчитывать даже отдаленное будущее промышленности и энергетики.

Наши специалисты в своих прогнозах и планировании руководствуются объективными законами развития производительных сил, в том числе энергетического комплекса. Долгосрочные экономические и энергетические прогнозы соотносятся с генеральной целью развития нашего общества, с важнейшими социально-экономическими задачами, решаемыми во имя этой цели. Это способствует устойчивости, детерминированности прогнозов. В то же время нельзя не учитывать случайные, неопределенные факторы, способные ускорять или замедлять прогрессивные тенденции, влиять на судьбы энергетики.

Именно поэтому перед каждым очередным пятилетием Энергетическая программа должна корректироваться и точнее определять развитие отраслей топливно-энергетического комплекса на последующие 20 лет. Программе следует чутко реагировать на новые тенденции технического прогресса, новые оценки запасов энергетических ресурсов, новые способы преобразования этих ресурсов в необходимые виды энергии. И хотя энергетика — одна из наиболее древних отраслей экономики, совершенствование ее в последние десятилетия идет очень быстро.

Чем меньше расходуется топлива на производство 1 киловатт-часа электроэнергии, тем лучше. 1 киловаттчас — это 860 килокалорий. На заре промышленной электроэнергетики для получения этого киловатт-часа нужно было сжечь 1300 граммов условного топлива, то есть затратить 9000 килокалорий. Значит, коэффициент полезного действия составлял всего 10 процентов. А сейчас на современных конденсационных электростанциях за счет прежде всего повышения температуры пара на получение одного киловатт-часа электроэнергии тратится всего около 330 граммов условного топлива.

На паротурбинных установках при давлении пара 240 атмосфер и температуре 540–565 °C был достигнут КПД 37–39 процентов. Когда же на опытных установках подняли температуру до 620–650 °C и давление до 300–350 атмосфер, КПД повысился до 40–41 процента!

Однако при таких параметрах очень сложно обеспечить надежную и длительную работу энергетического оборудования, поэтому за такими опытными установками серийные установки не последовали.

Как видели, каждый процент прироста КПД дается с огромным трудом. Но резервы есть. Так, можно повысить эффективность сжигания топлива в котлах, улучшить КПД турбины, использовать тепло газов, выходящих из котла, для подогрева питательной воды, уменьшить затраты энергии на собственные нужды станции и так далее. Открываются и новые возможности.

На очереди — комбинированные установки, их КПД может достигать 45–48 процентов. В них паровая турбина работает совместно с газовой. В камеру сгорания подается сжатый воздух после компрессора и топливо через форсунки. Горячие газы с температурой 900-1200 °C направляются в газовую турбину и совершают работу, вращая электрогенератор и компрессор почти со стопроцентным КПД. Выходящий с последних ступеней еще очень горячий газ, имеющий температуру около 500–600 °C, подается в парогенератор паровой турбины. Если температура газа, выходящего из газовой турбины, недостаточна для получения пара высоких параметров, то в парогенераторе сжигается дополнительное количество топлива.

Сейчас в нашей стране работают по несколько различным схемам две парогазовые установки: мощностью 200 мегаватт на Невинномысской ГРЭС в Ставропольском крае и 250 мегаватт на Молдавской ГРЭС. Но все же экономия топлива на этих ГРЭС невелика. Слишком низка температура газа на входе в газовые турбины — всего 750 °C. Более высокой температуры не выдерживают лопатки турбины, их надо научиться охлаждать. Тогда можно разогреть газ до 900-1200 °C и тем самым существенно повысить КПД.

Еще один путь — использование термоэмиссионных преобразователей (ТЭП) тепловой энергии в электрическую. ТЭП — это электровакуумный прибор. В нем с разогретого до температуры 1300 °C электрода-эмиттера (катода) испускаются электроны и движутся к электродуколлектору (аноду), температура которого 500 °C. В цепи, замкнутой внешней нагрузкой, протекает электрический ток.

ТЭП помещается в топку таким образом, чтобы эмиттер разогревался факелом горящего топлива. Коллектор, отделенный от эмиттера вакуумным зазором, через специальную прокладку отдает тепло трубам, в которых генерируется пар. Он используется в стандартной паротурбинной установке. КПД такой системы может достигать 45–47 процентов. Однако технико-экономические трудности остаются непреодолимыми. Пока не создано даже опытно-промышленной станции. Очень мала в ТЭПах плотность съема электроэнергии — не больше 5 киловатт с квадратного метра. Другими словами, для мощности 200 мегаватт потребовалось бы 40 тысяч квадратных метров площади эмиттеров! Кроме того, мало напряжение, создаваемое на одном модуле ТЭП, и их нужно соединять последовательно в длинные цепочки. Усложняются и инверторы — устройства для преобразования постоянного тока в переменный.

Хорошо бы научиться интенсифицировать горение угля в топках угольных станций. Например, в Ленинградском Центральном котлотурбинном институте (ЦКТИ) и в Ленинградском политехническом институте разработаны вихревые топки и топки с кипящим слоем. Благодаря более эффективному горению снижается расход топлива и выбросы вредных веществ. Если применить вихревую топку на Березовской ГРЭС, потребляющей канско-ачинские угли, то высоту главного корпуса удалось бы снизить со 130 метров до 80 и резко сократить расход металла на котлы, весящие сейчас по 30 тысяч тонн. Применяя же котлы с кипящим слоем, можно добиться экономии металла на 30–50 процентов, а объем уменьшить в 2–3 раза.

Как же работают столь привлекательные котлы с кипящим слоем? Оказывается, при продувании с большой скоростью воздуха между твердыми частицами они начинают вести себя словно кипящая жидкость («псевдосжиженный слой»). Если же повысить давление, то «кипящий» слой займет меньший объем; в него будет подаваться больше воздуха, а с ним кислорода. Энерговыделение в единице объема резко возрастает, соответственно уменьшаются размеры котла. Тепло от частиц передается трубкам парогенератора, пронизывающим кипящий слой.