El futuro de las centrales térmicas de carbón. Centrales térmicas en las que opera TES

Resumen sobre la disciplina "Introducción a la dirección"

Completado por el estudiante Mikhailov D.A.

Universidad Técnica Estatal de Novosibirsk

Novosibirsk, 2008

Introducción

Una planta de energía es una planta de energía que convierte la energía natural en energía eléctrica. El tipo de central eléctrica está determinado principalmente por el tipo de energía natural. Las más extendidas son las centrales térmicas (CTE), que aprovechan la energía térmica liberada por la quema de combustibles fósiles (carbón, petróleo, gas, etc.). Las centrales térmicas generan alrededor del 76% de la electricidad producida en nuestro planeta. Esto se debe a la presencia de combustibles fósiles en casi todas las áreas de nuestro planeta; la posibilidad de transportar combustible orgánico desde el lugar de producción hasta la central eléctrica ubicada cerca de los consumidores de energía; progreso técnico en centrales térmicas, que asegura la construcción de centrales térmicas de alta capacidad; la posibilidad de aprovechar el calor residual del fluido de trabajo y suministrar a los consumidores, además de energía eléctrica, también energía térmica (con vapor o agua caliente), etc. Las centrales térmicas destinadas únicamente a la producción de electricidad se denominan centrales de condensación (CPP). Las centrales eléctricas diseñadas para la generación combinada de energía eléctrica y la cesión de vapor, así como de agua caliente al consumidor de calor, disponen de turbinas de vapor con extracciones intermedias de vapor o con contrapresión. En tales instalaciones, el calor del vapor de escape se usa parcial o completamente para el suministro de calor, como resultado de lo cual se reducen las pérdidas de calor con agua de refrigeración. Sin embargo, la fracción de energía del vapor convertida en energía eléctrica, con los mismos parámetros iniciales, es menor en plantas con turbinas de cogeneración que en plantas con turbinas de condensación. Las centrales térmicas, en las que el vapor de escape, junto con la generación de electricidad, se utiliza para el suministro de calor, se denominan centrales combinadas de calor y electricidad (CHP).

Principios básicos del funcionamiento de TPP

La figura 1 muestra un diagrama térmico típico de una unidad de condensación que funciona con combustible orgánico.

Fig.1 Diagrama esquemático de la central térmica

1 - caldera de vapor; 2 - turbina; 3 - generador eléctrico; 4 - condensador; 5 - bomba de condensado; 6 – calentadores de baja presión; 7 - desaireador; 8 - bomba de alimentación; 9 – calentadores de alta presión; 10 - bomba de drenaje.

Este esquema se denomina esquema con vapor de recalentamiento. Como se sabe por el curso de la termodinámica, la eficiencia térmica de dicho circuito con los mismos parámetros iniciales y finales y la elección correcta de los parámetros de recalentamiento es mayor que en un circuito sin recalentamiento.

Considere los principios de funcionamiento de TPP. El combustible y el oxidante, que generalmente es aire calentado, ingresan continuamente al horno de la caldera (1). Como combustible se utiliza carbón, turba, gas, esquisto bituminoso o fuel oil. La mayoría de las centrales térmicas de nuestro país utilizan polvo de carbón como combustible. Debido al calor generado como resultado de la combustión del combustible, el agua en la caldera de vapor se calienta, se evapora y el vapor saturado resultante ingresa a la turbina de vapor (2) a través de la tubería de vapor. El propósito del cual es convertir la energía térmica del vapor en energía mecánica.

Todas las partes móviles de la turbina están rígidamente conectadas al eje y giran con él. En la turbina, la energía cinética de los chorros de vapor se transfiere al rotor de la siguiente manera. El vapor de alta presión y temperatura, que tiene una gran energía interna, desde la caldera ingresa a las boquillas (canales) de la turbina. Un chorro de vapor a alta velocidad, a menudo superior a la velocidad del sonido, sale continuamente de las boquillas y entra en los álabes de la turbina montados en un disco conectado rígidamente al eje. En este caso, la energía mecánica del flujo de vapor se convierte en energía mecánica del rotor de la turbina o, más precisamente, en energía mecánica del rotor del generador de la turbina, ya que los ejes de la turbina y el generador eléctrico (3) están interconectados. En un generador eléctrico, la energía mecánica se convierte en energía eléctrica.

Después de la turbina de vapor, el vapor de agua, que ya tiene baja presión y temperatura, ingresa al condensador (4). Aquí el vapor se convierte en agua con la ayuda de agua de enfriamiento bombeada a través de los tubos ubicados dentro del condensador, que es suministrada por la bomba de condensado (5) a través de los calentadores regenerativos (6) al desaireador (7).

El desaireador sirve para eliminar del agua los gases disueltos en él; al mismo tiempo, tanto en él como en los calentadores regenerativos, el agua de alimentación es calentada por el vapor tomado a tal efecto de la extracción de la turbina. La desaireación se lleva a cabo para llevar el contenido de oxígeno y dióxido de carbono a valores aceptables y, por lo tanto, reducir la tasa de corrosión en las rutas de agua y vapor.

El agua desgasificada es suministrada por la bomba de alimentación (8) a través de los calentadores (9) a la planta de calderas. El condensado de vapor de calentamiento formado en los calentadores (9) se envía en cascada al desaireador, y el condensado de vapor de calentamiento de los calentadores (6) es suministrado por la bomba de drenaje (10) a la línea a través de la cual fluye el condensado desde el condensador (4). ).

El más difícil en términos técnicos es la organización de la operación de las centrales térmicas de carbón. Al mismo tiempo, la participación de tales centrales eléctricas en el sector energético doméstico es alta (~30%) y se planea aumentarla.

El esquema tecnológico de una central eléctrica de carbón de este tipo se muestra en la Fig. 2.

Fig.2 Esquema tecnológico de una central térmica de carbón pulverizado

1 - vagones de ferrocarril; 2 - dispositivos de descarga; 3 - almacén; 4 - cintas transportadoras; 5 - planta de trituración; 6 – búnkeres de carbón crudo; 7 - molinos de carbón pulverizado; 8 - separador; 9 - ciclón; 10 – búnker de polvo de carbón; 11 - comederos; 12 - ventilador de molino; 13 - cámara de combustión de la caldera; 14 - ventilador; 15 - colectores de cenizas; 16 - extractores de humo; 17 - chimenea; 18 – calentadores de baja presión; 19 – calentadores de alta presión; 20 - desaireador; 21 - bombas de alimentación; 22 - turbina; 23 - condensador de turbina; 24 - bomba de condensado; 25 - bombas de circulación; 26 - recibiendo bien; 27 - pozo de residuos; 28 - tienda de productos químicos; 29 - calentadores de red; 30 - tubería; 31 – línea de drenaje de condensado; 32 - aparamenta eléctrica; 33 - bombas baguer.

El combustible en los vagones de ferrocarril (1) se suministra a los dispositivos de descarga (2), desde donde se envía a un almacén (3) mediante cintas transportadoras (4), desde el almacén se suministra combustible a la planta de trituración (5). Es posible suministrar combustible a la planta de trituración y directamente desde los dispositivos de descarga. Desde la planta de trituración, el combustible ingresa al bunker de carbón crudo (6), y de allí por los alimentadores a los molinos de carbón pulverizado (7). El carbón pulverizado se transporta neumáticamente a través del separador (8) y el ciclón (9) al silo de carbón pulverizado (10) y de allí por los alimentadores (11) a los quemadores. El aire del ciclón es aspirado por el ventilador del molino (12) y alimentado a la cámara de combustión de la caldera (13).

Los gases formados durante la combustión en la cámara de combustión, después de salir de ella, pasan secuencialmente por los conductos de gas de la planta de calderas, donde en el sobrecalentador (primario y secundario, si se realiza el ciclo con recalentamiento de vapor) y el economizador de agua, emiten calor al fluido de trabajo, y en el calentador de aire, suministrado a la caldera de aire de vapor. Luego, en los colectores de cenizas (15), los gases se limpian de cenizas volantes y son emitidos a la atmósfera a través de la chimenea (17) por los extractores de humos (16).

Las escorias y cenizas que caen debajo de la cámara de combustión, el calentador de aire y los colectores de cenizas se lavan con agua y se alimentan a través de los canales a las bombas bager (33), que las bombean a los vertederos de cenizas.

El aire necesario para la combustión se suministra a los calentadores de aire de la caldera de vapor mediante un ventilador de tiro (14). El aire suele tomarse de la parte superior de la sala de calderas y (para calderas de vapor de gran capacidad) del exterior de la sala de calderas.

El vapor sobrecalentado de la caldera de vapor (13) va a la turbina (22).

El condensado del condensador de la turbina (23) es suministrado por las bombas de condensado (24) a través de los calentadores regenerativos de baja presión (18) al desaireador (20), y desde allí por las bombas de alimentación (21) a través de los calentadores de alta presión (19) al el economizador de la caldera.

Las pérdidas de vapor y condensado se reponen en este esquema con agua químicamente desmineralizada, que se suministra a la línea de condensado detrás del condensador de la turbina.

El agua de refrigeración se suministra al condensador desde el pozo de entrada (26) del suministro de agua mediante bombas de circulación (25). El agua calentada se vierte en un pozo de desagüe (27) de la misma fuente a cierta distancia del lugar de toma, suficiente para que el agua calentada no se mezcle con el agua que se toma. Los dispositivos para el tratamiento químico del agua de reposición se encuentran en la tienda de productos químicos (28).

Los esquemas pueden incluir una pequeña planta de calefacción de red para calentar la planta de energía y el pueblo adyacente. El vapor se suministra a los calentadores de red (29) de esta unidad desde las extracciones de la turbina, el condensado se descarga por la línea (31). El agua de la red se suministra al calentador y se elimina a través de tuberías (30).

La energía eléctrica generada se desvía del generador eléctrico a consumidores externos a través de transformadores eléctricos elevadores.

Para suministrar energía eléctrica a motores eléctricos, dispositivos de iluminación y dispositivos de plantas de energía, existe un tablero eléctrico auxiliar (32).

Conclusión

El resumen presenta los principios básicos del funcionamiento del TPP. El esquema térmico de la central eléctrica se considera en el ejemplo de la operación de una central eléctrica de condensación, así como el esquema tecnológico en el ejemplo de una central eléctrica de carbón. Se muestran los principios tecnológicos de la producción de energía eléctrica y calor.

Climate Analytics continúa insistiendo en que la energía del carbón en Europa debe eliminarse para 2030; de lo contrario, la UE no cumplirá los objetivos del acuerdo climático de París. Pero, ¿qué estaciones deben cerrarse primero? Se proponen dos enfoques: ecológico y económico. "Oxígeno.VIDA" echó un vistazo más de cerca a las centrales térmicas de carbón más grandes de Rusia, que nadie va a cerrar.

Cerrar en diez años

Climate Analytics continúa insistiendo en que para lograr los objetivos del acuerdo climático de París, los países de la UE deberán cerrar casi todas las centrales térmicas de carbón existentes. El sector energético en Europa necesita una descarbonización total, ya que una parte significativa de las emisiones totales de gases de efecto invernadero (GEI) en la UE proviene de la energía a base de carbón. Por lo tanto, la eliminación gradual del carbón en esta industria es uno de los métodos más rentables para reducir las emisiones de GEI y tales acciones proporcionarán beneficios significativos en términos de calidad del aire, salud pública y seguridad energética.

Ahora en la UE hay más de 300 centrales eléctricas con 738 unidades de potencia que funcionan con combustible de carbón. Geográficamente, están distribuidos, por supuesto, no de manera uniforme. Pero, en general, la hulla y el lignito (lignito) proporcionan una cuarta parte de toda la generación de electricidad en la UE. Los miembros de la UE que más dependen del carbón son Polonia, Alemania, Bulgaria, la República Checa y Rumanía. Alemania y Polonia representan el 51 % de la capacidad de carbón instalada en la UE y el 54 % de las emisiones de GEI de la energía alimentada con carbón en toda la Europa unida. Al mismo tiempo, en siete países de la UE no hay centrales térmicas de carbón en absoluto.

“El uso adicional de carbón para la producción de electricidad no es compatible con la implementación del objetivo de una fuerte reducción de las emisiones de GEI. Por lo tanto, la UE necesita desarrollar una estrategia para eliminar el carbón más rápido de lo que está sucediendo actualmente”, concluye Climate Analytics. De lo contrario, las emisiones totales en toda la UE aumentarán un 85 % para 2050. El modelado de Climate Analytics ha demostrado que el 25% de las centrales eléctricas de carbón que operan actualmente deberían estar cerradas para 2020. En otros cinco años, es necesario cerrar el 72% de las centrales térmicas y deshacerse por completo de la energía del carbón para 2030.

La pregunta principal es ¿cómo hacerlo? Según Climate Analytics, “la pregunta crítica es ¿qué criterios se deben utilizar para determinar cuándo cerrar ciertas centrales térmicas? Desde el punto de vista de la atmósfera terrestre, los criterios no importan, ya que las emisiones de GEI se reducirán al ritmo adecuado. Pero desde el punto de vista de los políticos, empresarios y otras partes interesadas, el desarrollo de tales criterios es un momento decisivo en la toma de decisiones”.

Climate Analytics propone dos posibles estrategias para eliminar por completo el uso del carbón en la generación de electricidad. El primero es cerrar primero aquellas centrales térmicas que están liderando en términos de emisiones de GEI. La segunda estrategia es cerrar las estaciones que son menos valiosas desde el punto de vista comercial. Se ha elaborado una interesante infografía para cada una de las estrategias, que muestra cómo cambiará la cara de la UE en los años posteriores al cierre de las centrales de carbón. En el primer caso, Polonia, la República Checa, Bulgaria y Dinamarca estarán bajo ataque. En el segundo - también Polonia y Dinamarca.

no hay unidad

Climate Analytics también anotó años de cierre para las 300 estaciones de acuerdo con dos estrategias. Es fácil ver que estos años difieren significativamente de los términos de operación de estas estaciones en el modo habitual (el llamado BAU - businnes as usual). Por ejemplo, la estación Belchatov más grande de Europa en Polonia (con una capacidad de más de 4,9 GW) puede operar hasta al menos 2055; mientras que se propone cerrar para 2027, el mismo período en cualquier escenario.

En general, son cinco centrales térmicas polacas que pueden humear tranquilamente hasta la década de 2060 que Climate Analytics propone cerrar tres o cuatro décadas antes de lo previsto. Es poco probable que Polonia, cuya energía depende en un 80% del carbón, esté satisfecha con tal desarrollo de eventos (recuerde, este país incluso impugnará las obligaciones climáticas que le impuso la UE en los tribunales). Otras cinco estaciones Top 20 están en el Reino Unido; ocho - en Alemania. También en el top veinte por cierre - dos centrales térmicas en Italia.

Al mismo tiempo, el English Fiddler's Ferry (capacidad 2 GW) debería estar cerrado ya en 2017, y el resto de las centrales térmicas británicas, como afirmó el gobierno de este país, para 2025. Es decir, sólo en este país la proceso puede ser relativamente indoloro. En Alemania, todo puede prolongarse hasta 2030, la implementación de las dos estrategias diferirá según las características específicas de la tierra (hay regiones mineras de carbón). En la República Checa y Bulgaria, la generación de carbón tendrá reducirse para 2020, principalmente debido a los volúmenes sustanciales de emisiones.

Las energías renovables deberían venir a sustituir al carbón. Reducir el costo de la generación solar y eólica es una tendencia importante que debe apoyarse y desarrollarse, según Climate Analytics. Gracias a las FER, es posible transformar el sector energético, incluso mediante la creación de nuevos puestos de trabajo (no solo en la industria en sí, sino también en la producción de equipos). Que, entre otras cosas, podrá ocupar personal liberado de la energía del carbón.

Sin embargo, Climate Analytics reconoce que no hay unidad en Europa con respecto al carbón. Mientras que algunos países han reducido significativamente la producción y han anunciado un rechazo total a este tipo de combustible en los próximos 10-15 años (entre ellos, por ejemplo, el Reino Unido, Finlandia y Francia), otros están construyendo o planean construir nuevos combustibles a carbón. centrales eléctricas alimentadas (Polonia y Grecia). “Se presta gran atención a los problemas ecológicos en Europa, pero difícilmente será posible abandonar rápidamente la generación de carbón. En primer lugar, es necesario poner en funcionamiento capacidades de reposición, porque tanto la población como la economía necesitan calor y luz. Esto es tanto más importante cuanto que se tomaron decisiones anteriores para cerrar una serie de centrales nucleares en Europa. Surgirán problemas sociales, será necesario reciclar a algunos de los empleados de las propias estaciones, se eliminará una cantidad importante de puestos de trabajo en diversas industrias, lo que sin duda aumentará la tensión en la sociedad. El cierre de las centrales térmicas de carbón también afectará los presupuestos, ya que no habrá un grupo significativo de contribuyentes, y el desempeño operativo de aquellas empresas que antes les abastecían de bienes y servicios disminuiría significativamente. Si alguna solución es posible, entonces puede consistir en un rechazo a largo plazo de la generación de carbón, mientras se continúa trabajando en mejorar las tecnologías para reducir las emisiones de la combustión del carbón, mejorar la situación ambiental en las centrales eléctricas de carbón ”, dice Dmitri Baranov, Experto líder de Finam Management Management Company.

Las 20 principales centrales térmicas de carbón en Europa, que, según Climate Analytics, deberán cerrar

¿Que tenemos?

La participación de la generación térmica en la estructura de generación de electricidad en Rusia es más del 64%, en la estructura de la capacidad instalada de las estaciones UES, más del 67%. Sin embargo, en las centrales térmicas TOP-10 más grandes del país, solo dos estaciones funcionan con carbón: Reftinskaya y Ryazanskaya; Básicamente, la industria de la energía térmica en Rusia es el gas. “Rusia tiene una de las mejores estructuras de balance de combustible del mundo. Utilizamos solo el 15% del carbón para la producción de energía. El promedio mundial es 30-35%. En China - 72%, en los Estados Unidos y Alemania - 40%. La tarea de reducir la proporción de fuentes que no son de carbono al 30 % también se está abordando activamente en Europa. En Rusia, este programa, de hecho, ya se ha implementado”, dijo el titular del Ministerio de Energía de la Federación Rusa. Alejandro Novak, hablando a finales de febrero en el panel "Economía verde como vector de desarrollo" en el Foro de Inversiones de Rusia 2017 en Sochi.

La participación de la energía nuclear en el balance energético total del país es del 16-17%, la generación hidroeléctrica - 18%, el gas representa alrededor del 40%. Según el Instituto de Investigación Energética de la Academia Rusa de Ciencias, el carbón en la producción de electricidad ha sido desplazado activamente por el gas y el átomo durante mucho tiempo, y más rápidamente en la parte europea de Rusia. Sin embargo, las centrales térmicas de carbón más grandes se encuentran en el centro y en los Urales. Pero si observa la imagen en el sector energético en términos de regiones, y no de estaciones individuales, la imagen será diferente: las regiones más "carbón" están en Siberia y el Lejano Oriente. La estructura de los balances energéticos territoriales depende del nivel de gasificación: es alto en la parte europea de Rusia y bajo en el este de Siberia y más allá. El carbón como combustible, por regla general, se utiliza en centrales térmicas urbanas, que producen no solo electricidad, sino también calor. Por lo tanto, la generación en las grandes ciudades (como Krasnoyarsk) se basa completamente en combustible de carbón. En general, la participación de las centrales térmicas en el IPS de Siberia solo representa actualmente el 60% de la generación de electricidad, esto es alrededor de 25 GW de capacidades de "carbón".

En cuanto a RES, ahora la participación de dichas fuentes en el balance energético de la Federación Rusa representa un simbólico 0,2%. “Planeamos llegar al 3%, hasta 6.000 MW a través de varios mecanismos de apoyo”, pronosticó Novak. La empresa Rosseti da previsiones más optimistas: para 2030, la capacidad instalada de fuentes de energía renovable en Rusia puede aumentar en 10 GW. Sin embargo, no se espera una reestructuración global del balance energético en nuestro país. “Según las previsiones, para 2050 habrá unos 10.000 millones de personas en el mundo. Ya hoy, alrededor de 2 mil millones no tienen acceso a fuentes de energía. Imagine cuál será la necesidad de energía de la humanidad en 33 años y cómo se debe desarrollar la energía renovable para satisfacer toda la demanda”, Alexander Novak demuestra la viabilidad de la energía tradicional.

"Definitivamente no estamos hablando de 'renunciar al carbón' en Rusia, especialmente porque, según la Estrategia Energética hasta 2035, está previsto aumentar la participación del carbón en el balance energético del país", recuerda Dmitri Baranov del Reino Unido "Finam Management". - Junto con el petróleo y el gas, el carbón es uno de los minerales más importantes del planeta, y Rusia, como uno de los países más grandes del mundo en términos de reservas y producción, simplemente está obligada a prestar la debida atención al desarrollo de esta industria En 2014, en una reunión del gobierno ruso, Novak presentó un programa para el desarrollo de la industria del carbón rusa hasta 2030. Se enfoca en la creación de nuevos centros de extracción de carbón, principalmente en Siberia y el Lejano Oriente, la mejora del potencial científico y técnico en la industria, así como la implementación de proyectos en la química del carbón”.

Las centrales térmicas más grandes de Rusia que funcionan con combustible de carbón

Reftinskaya GRES (Enel Rusia)

Es la central térmica de carbón más grande de Rusia (y la segunda entre las 10 principales centrales térmicas del país). Se encuentra en la región de Sverdlovsk, a 100 km al noreste de Ekaterimburgo ya 18 km de Asbest.
Potencia eléctrica instalada - 3800 MW.
Capacidad calorífica instalada - 350 Gcal/h.
Proporciona suministro de energía a las áreas industriales de las regiones de Sverdlovsk, Tyumen, Perm y Chelyabinsk.
La construcción de la central comenzó en 1963, en 1970 se puso en marcha la primera unidad de potencia, en 1980 la última.

Ryazanskaya GRES (OGK-2)

Quinta entre las 10 centrales térmicas más grandes de Rusia. Funciona con carbón (primera etapa) y gas natural (segunda etapa). Se encuentra en Novomichurinsk (región de Ryazan), a 80 km al sur de Ryazan.
Capacidad eléctrica instalada (junto con GRES-24) - 3.130 MW.
Potencia térmica instalada - 180 Gcal/hora.
La construcción comenzó en 1968. La primera unidad de potencia se puso en funcionamiento en 1973, la última, el 31 de diciembre de 1981.

Novocherkasskaya GRES (OGK-2)

Está ubicado en el microdistrito Donskoy en Novocherkassk (región de Rostov), ​​53 km al sureste de Rostov-on-Don. Funciona con gas y carbón. La única central térmica en Rusia que utiliza residuos locales de la extracción de carbón y la preparación del carbón: lodo de antracita.
Capacidad eléctrica instalada - 2229 MW.
Potencia térmica instalada - 75 Gcal/hora.
La construcción comenzó en 1956. La primera unidad de potencia se puso en funcionamiento en 1965, la última, la octava, en 1972.

Kashirskaya GRES (InterRAO)

Situado en Kashira (región de Moscú).
Funciona con carbón y gas natural.
Capacidad eléctrica instalada - 1910 MW.
Capacidad calorífica instalada - 458 Gcal/h.
Se puso en funcionamiento en 1922 según el plan GOELRO. En la década de 1960, se llevó a cabo una modernización a gran escala en la estación.
Las unidades de energía de carbón pulverizado No. 1 y No. 2 están programadas para ser desmanteladas en 2019. Para 2020, el mismo destino aguarda a cuatro unidades de potencia más que funcionan con combustible de petróleo y gas. Solo permanecerá en operación la más moderna unidad N° 3 con una capacidad de 300 MW.

Primorskaya GRES (RAO ES del Este)

Ubicado en Luchegorsk (Territorio de Primorsky).
La central térmica más potente del Lejano Oriente. Obras en la esquina de la mina de carbón Luchegorsk. Proporciona la mayor parte del consumo de energía de Primorye.
Capacidad eléctrica instalada - 1467 MW.
Capacidad calorífica instalada - 237 Gcal/hora.
La primera unidad de potencia de la central se puso en funcionamiento en 1974, la última en 1990. El GRES está ubicado prácticamente "a bordo" de una mina de carbón; en ningún otro lugar de Rusia se ha construido una planta de energía tan cerca de una fuente de combustible.

Troitskaya GRES (OGK-2)

Ubicado en Troitsk (región de Chelyabinsk). Convenientemente ubicado en el triángulo industrial Ekaterimburgo - Chelyabinsk - Magnitogorsk.
Capacidad eléctrica instalada - 1.400 MW.
Capacidad calorífica instalada - 515 Gcal/hora.
El lanzamiento de la primera etapa de la estación tuvo lugar en 1960. El equipo de la segunda etapa (para 1200 MW) fue dado de baja en 1992-2016.
En 2016, se puso en funcionamiento una única unidad de energía de carbón pulverizado No. 10 con una capacidad de 660 MW.

Gusinoozerskaya GRES (InterRAO)

Ubicada en Gusinoozersk (República de Buriatia), proporciona electricidad a los consumidores de Buriatia y regiones vecinas. El combustible principal para la estación es el lignito del tajo abierto Okino-Klyuchevskoye y el depósito Gusinoozyorskoye.
Capacidad eléctrica instalada - 1160 MW.
Capacidad calorífica instalada - 224,5 Gcal/h.
Cuatro unidades de potencia de la primera etapa se pusieron en funcionamiento desde 1976 hasta 1979. La puesta en marcha de la segunda etapa se inició en 1988 con la puesta en marcha de la unidad motriz N° 5.

En 1879, cuando Thomas Alva Edison inventó la lámpara incandescente, comenzó la era de la electrificación. La generación de grandes cantidades de electricidad requería combustible barato y fácilmente disponible. El carbón cumplía con estos requisitos, y las primeras centrales eléctricas (construidas a finales del siglo XIX por el propio Edison) funcionaban con carbón.

A medida que se construían más y más estaciones en el país, aumentaba la dependencia del carbón. Desde la Primera Guerra Mundial, aproximadamente la mitad de la producción anual de electricidad en los Estados Unidos provino de centrales térmicas de carbón. En 1986, la capacidad instalada total de dichas centrales era de 289.000 MW y consumían el 75% del total (900 millones de toneladas) de carbón extraído en el país. Dadas las incertidumbres existentes sobre las perspectivas de desarrollo de la energía nuclear y el crecimiento de la producción de petróleo y gas natural, se puede suponer que a finales de siglo las centrales térmicas de carbón producirán hasta el 70% de toda la electricidad generado en el país.

Sin embargo, a pesar de que el carbón ha sido y será durante mucho tiempo la principal fuente de electricidad durante muchos años (en Estados Unidos representa alrededor del 80% de las reservas de todo tipo de combustibles naturales), nunca ha sido el combustible óptimo para centrales eléctricas. El contenido de energía específica por unidad de peso (es decir, valor calorífico) del carbón es menor que el del petróleo o el gas natural. Es más difícil de transportar y, además, la quema de carbón provoca una serie de efectos ambientales indeseables, en particular la lluvia ácida. Desde finales de la década de 1960, el atractivo de las centrales térmicas de carbón ha disminuido drásticamente debido al endurecimiento de los requisitos para la contaminación ambiental por emisiones gaseosas y sólidas en forma de cenizas y escorias. Los costos de abordar estos problemas ambientales, junto con el costo creciente de construir instalaciones complejas como las centrales térmicas, han hecho que sus perspectivas de desarrollo sean menos favorables desde un punto de vista puramente económico.

Sin embargo, si se modifica la base tecnológica de las centrales térmicas de carbón, es posible que reviva su antiguo atractivo. Algunos de estos cambios son de carácter evolutivo y están dirigidos principalmente a aumentar la capacidad de las instalaciones existentes. Al mismo tiempo, se están desarrollando procesos completamente nuevos para la combustión de carbón sin residuos, es decir, con un daño mínimo al medio ambiente. La introducción de nuevos procesos tecnológicos tiene como objetivo garantizar que las futuras centrales térmicas de carbón puedan ser controladas de manera efectiva por el grado de contaminación ambiental por ellas, tengan flexibilidad en cuanto a la posibilidad de utilizar varios tipos de carbón y no requieran una larga construcción. períodos.

Para apreciar la importancia de los avances en la tecnología de combustión de carbón, considere brevemente la operación de una central térmica de carbón convencional. El carbón se quema en el horno de una caldera de vapor, que es una cámara enorme con tuberías en el interior, en la que el agua se convierte en vapor. Antes de ser alimentado al horno, el carbón se tritura en polvo, por lo que se logra casi la misma eficiencia de combustión que cuando se queman gases combustibles. Una gran caldera de vapor consume una media de 500 toneladas de carbón pulverizado por hora y genera 2,9 millones de kg de vapor, suficiente para producir 1 millón de kWh de energía eléctrica. Durante el mismo tiempo, la caldera emite unos 100.000 m3 de gases a la atmósfera.
El vapor generado pasa por el sobrecalentador, donde aumenta su temperatura y presión, y luego ingresa a la turbina de alta presión. La energía mecánica de la rotación de la turbina es convertida por un generador eléctrico en energía eléctrica. Para obtener una mayor eficiencia de conversión de energía, el vapor de la turbina generalmente se devuelve a la caldera para su recalentamiento y luego impulsa una o dos turbinas de baja presión y solo luego se condensa por enfriamiento; el condensado se devuelve al ciclo de la caldera.

El equipo de la planta de energía térmica incluye alimentadores de combustible, calderas, turbinas, generadores, así como sistemas sofisticados de enfriamiento, limpieza de gases de combustión y eliminación de cenizas. Todos estos sistemas principales y auxiliares están diseñados para operar con alta confiabilidad durante 40 años o más a cargas que pueden variar desde el 20% de la capacidad instalada de la planta hasta un máximo. El costo de capital de equipar una planta de energía térmica típica de 1000 MW generalmente supera los mil millones de dólares.

La eficiencia con la que el calor liberado por la quema de carbón se puede convertir en electricidad era solo del 5% antes de 1900, pero en 1967 había alcanzado el 40%. En otras palabras, durante un período de unos 70 años, el consumo específico de carbón por unidad de electricidad producida se ha reducido ocho veces. En consecuencia, hubo una disminución en el costo de 1 kW de capacidad instalada de las centrales térmicas: si en 1920 era de $ 350 (a precios de 1967), entonces en 1967 disminuyó a $ 130. El precio de la electricidad suministrada también cayó. el mismo período de 25 centavos a 2 centavos por 1 kW de té.

Sin embargo, desde la década de 1960, el ritmo de progreso ha comenzado a declinar. Esta tendencia, aparentemente, se explica por el hecho de que las centrales térmicas tradicionales han llegado al límite de su perfección, determinado por las leyes de la termodinámica y las propiedades de los materiales con los que se fabrican las calderas y turbinas. Desde principios de la década de 1970, estos factores técnicos se han visto exacerbados por nuevas razones económicas y organizativas. En particular, los gastos de capital se han disparado, la demanda de electricidad se ha desacelerado, los requisitos para la protección ambiental de las emisiones nocivas se han vuelto más estrictos y el plazo para implementar los proyectos de construcción de centrales eléctricas se ha prolongado. Como resultado, el costo de generar electricidad a partir del carbón, que había estado disminuyendo durante muchos años, ha aumentado considerablemente. De hecho, 1 kW de electricidad producido por nuevas centrales térmicas ahora cuesta más que en 1920 (a precios comparables).

En los últimos 20 años, el costo de las centrales térmicas de carbón se ha visto más afectado por el aumento de los requisitos para la eliminación de gases,
residuos líquidos y sólidos. Los sistemas de limpieza de gases y eliminación de cenizas de las centrales térmicas modernas ahora representan el 40% de los costos de capital y el 35% de los costos operativos. Desde un punto de vista técnico y económico, el elemento más importante de un sistema de control de emisiones es la planta de desulfuración de gases de combustión, a menudo denominada sistema de lavado húmedo. El colector de polvo húmedo (depurador) retiene los óxidos de azufre, que son el principal contaminante que se forma durante la combustión del carbón.

La idea de la recolección de polvo húmedo es simple, pero en la práctica resulta difícil y costosa. Una sustancia alcalina, generalmente cal o piedra caliza, se mezcla con agua y la solución se rocía en la corriente de gas de combustión. Los óxidos de azufre contenidos en los gases de combustión son absorbidos por partículas alcalinas y precipitan fuera de la solución en forma de sulfito inerte o sulfato de calcio (yeso). El yeso se puede quitar fácilmente o, si está lo suficientemente limpio, se puede comercializar como material de construcción. En sistemas de depuración más complejos y costosos, los lodos de yeso se pueden convertir en ácido sulfúrico o azufre elemental, sustancias químicas más valiosas. Desde 1978 es obligatoria la instalación de lavadores en todas las centrales térmicas en construcción que utilicen combustible de carbón pulverizado. Como resultado, la industria energética de EE. UU. ahora tiene más instalaciones de depuración que el resto del mundo.
El costo de un sistema de depuración en plantas nuevas suele ser de $150 a $200 por 1 kW de capacidad instalada. La instalación de depuradores en plantas existentes, diseñadas originalmente sin depuración húmeda, cuesta entre un 10 y un 40 % más que en plantas nuevas. Los costos operativos de los lavadores son bastante altos, ya sea que se instalen en plantas antiguas o nuevas. Los depuradores generan enormes cantidades de lodos de yeso que deben conservarse en estanques de decantación o desecharse, lo que crea un nuevo problema ambiental. Por ejemplo, una central térmica con una capacidad de 1000 MW, que funciona con carbón que contiene un 3% de azufre, produce tanto lodo por año que puede cubrir un área de 1 km2 con una capa de aproximadamente 1 m de espesor.
Además, los sistemas húmedos de limpieza de gases consumen mucha agua (en una planta de 1000 MW, el caudal de agua es de unos 3800 l/min), y sus equipos y tuberías a menudo son propensos a obstruirse y corroerse. Estos factores aumentan los costos operativos y reducen la confiabilidad general del sistema. Finalmente, en los sistemas de depuración, del 3 al 8% de la energía generada por la estación se gasta en accionar bombas y extractores de humos y en calentar los gases de combustión después de la limpieza de gases, lo que es necesario para evitar la condensación y la corrosión en las chimeneas.
El uso generalizado de depuradores en la industria energética estadounidense no fue fácil ni barato. Las primeras instalaciones de depuradores eran mucho menos fiables que el resto de equipos de la estación, por lo que los componentes de los sistemas de depuradores se diseñaron con un amplio margen de seguridad y fiabilidad. Algunas de las dificultades asociadas con la instalación y operación de lavadores pueden explicarse por el hecho de que la aplicación industrial de la tecnología de lavadores se inició prematuramente. Solo ahora, después de 25 años de experiencia, la confiabilidad de los sistemas de depuración ha alcanzado un nivel aceptable.
El costo de las plantas térmicas a carbón ha aumentado no solo por los sistemas obligatorios de control de emisiones, sino también porque el costo de la construcción en sí se ha disparado. Incluso teniendo en cuenta la inflación, el costo unitario de la capacidad instalada de las centrales térmicas a carbón es ahora tres veces mayor que en 1970. En los últimos 15 años, el “efecto escala”, es decir, el beneficio de construir grandes centrales eléctricas, ha sido anulado por un aumento significativo en los costos de construcción. En parte, este aumento de precios refleja el alto costo de financiar proyectos de capital a largo plazo.

El impacto del retraso del proyecto se puede ver en el ejemplo de las empresas energéticas japonesas. Las empresas japonesas suelen ser más ágiles que sus contrapartes estadounidenses para hacer frente a problemas organizativos, técnicos y financieros que a menudo retrasan la puesta en marcha de grandes proyectos de construcción. En Japón, una central eléctrica se puede construir y poner en funcionamiento en 30-40 meses, mientras que en los EE. UU., una planta de la misma capacidad suele tardar entre 50 y 60 meses. Con tiempos de implementación de proyectos tan largos, el costo de una nueva planta en construcción (y, por lo tanto, el costo del capital congelado) es comparable al capital fijo de muchas compañías energéticas estadounidenses.

Por lo tanto, las empresas de energía están buscando formas de reducir el costo de construir nuevas plantas de energía, en particular mediante el uso de plantas modulares más pequeñas que puedan transportarse e instalarse rápidamente en una planta existente para satisfacer la creciente demanda. Estas plantas se pueden poner en funcionamiento en menos tiempo y, por lo tanto, se amortizan más rápido, incluso si el retorno de la inversión se mantiene constante. La instalación de nuevos módulos solo cuando se requiere un aumento en la capacidad del sistema puede resultar en ahorros netos de hasta $200/kW, aunque las economías de escala se pierden con instalaciones más pequeñas.
Como alternativa a la construcción de nuevas instalaciones de generación de energía, las empresas de energía también han practicado la modernización de las viejas plantas de energía existentes para mejorar su rendimiento y prolongar su vida útil. Esta estrategia, por supuesto, requiere menos gastos de capital que la construcción de nuevas plantas. Esta tendencia también se justifica porque las centrales eléctricas construidas hace unos 30 años aún no están moralmente obsoletas. En algunos casos, incluso operan con mayor eficiencia, ya que no están equipados con depuradores. Las antiguas centrales eléctricas están adquiriendo una participación cada vez mayor en el sector energético del país. En 1970, solo 20 instalaciones generadoras en los EE. UU. tenían más de 30 años. A finales de siglo, 30 años será la edad media de las centrales térmicas de carbón.

Las empresas de energía también están buscando formas de reducir los costos operativos en las estaciones. Para evitar pérdidas de energía, es necesario advertir oportunamente el deterioro en el desempeño de las áreas más importantes de la instalación. Por lo tanto, el monitoreo continuo del estado de las unidades y sistemas se convierte en una parte importante del servicio operativo. Tal monitoreo continuo de los procesos naturales de desgaste, corrosión y erosión permite a los operadores de la planta tomar medidas oportunas y evitar fallas de emergencia en las centrales eléctricas. La importancia de tales medidas puede evaluarse correctamente si se considera, por ejemplo, que el tiempo de inactividad forzoso de una planta de carbón de 1000 MW podría costarle a la compañía eléctrica $ 1 millón por día, principalmente porque la energía no generada debe compensarse con el suministro de energía de Fuentes más caras.

El aumento de los costos específicos para el transporte y procesamiento del carbón y para la remoción de cenizas ha hecho que la calidad del carbón (determinada por el contenido de humedad, azufre y otros minerales) sea un factor importante que determina el rendimiento y la economía de las centrales térmicas. Aunque el carbón de bajo grado puede costar menos que el carbón de alto grado, cuesta mucho más producir la misma cantidad de electricidad. El costo de transportar más carbón de baja calidad puede superar el beneficio de su precio más bajo. Además, el carbón de baja calidad suele generar más residuos que el carbón de alta calidad y, en consecuencia, se requieren costes elevados para la eliminación de cenizas. Finalmente, la composición de los carbones de baja ley está sujeta a grandes fluctuaciones, lo que dificulta "ajustar" el sistema de combustible de la planta para operar con la mayor eficiencia posible; en este caso, el sistema debe ajustarse para que pueda operar con la peor calidad de carbón esperada.
En las centrales eléctricas existentes, la calidad del carbón se puede mejorar, o al menos estabilizar, eliminando ciertas impurezas, como los minerales de azufre, antes de quemarlo. En las plantas de tratamiento, el carbón "sucio" molido se separa de las impurezas de muchas maneras, utilizando diferencias en la gravedad específica u otras características físicas del carbón y las impurezas.

A pesar de estos esfuerzos para mejorar el rendimiento de las centrales térmicas de carbón existentes, será necesario instalar 150.000 MW adicionales de capacidad eléctrica en los Estados Unidos para fines de siglo si la demanda de electricidad crece a una tasa esperada del 2,3% anual. año. Para seguir siendo competitivas con el carbón en un mercado energético en constante expansión, las empresas de energía deberán adoptar nuevas formas innovadoras de quemar carbón que sean más eficientes que las tradicionales en tres áreas clave: menos contaminación, tiempos de construcción más cortos para las plantas de energía y mejores plantas. rendimiento y rendimiento. .

LA QUEMA DE CARBÓN FLUIDIZADO reduce la necesidad de plantas auxiliares para tratar las emisiones de las plantas de energía. Una capa fluidizada de una mezcla de carbón y piedra caliza se crea en el horno de la caldera mediante un flujo de aire en el que se mezclan y suspenden partículas sólidas, es decir, se comportan de la misma manera que en un líquido hirviendo. La mezcla turbulenta asegura la combustión completa del carbón; mientras que las partículas de caliza reaccionan con los óxidos de azufre y capturan alrededor del 90% de estos óxidos. Dado que los serpentines de calentamiento de la caldera tocan directamente el lecho fluidizado del combustible, la generación de vapor es más eficiente que en las calderas de vapor de carbón pulverizado convencionales. Además, la temperatura de combustión del carbón en el lecho fluidizado es más baja, lo que evita la fusión de la escoria de caldera y reduce la formación de óxidos de nitrógeno.

La GASIFICACIÓN DEL CARBÓN se puede realizar calentando una mezcla de carbón y agua en una atmósfera de oxígeno. El producto del proceso es un gas compuesto principalmente por monóxido de carbono e hidrógeno. Una vez que el gas es enfriado, desolidificado y desulfurado, puede ser utilizado como combustible para turbinas de gas y luego para producir vapor para una turbina de vapor (ciclo combinado). Una central de ciclo combinado emite menos contaminantes a la atmósfera que una central térmica de carbón convencional.

Actualmente, se están desarrollando más de una docena de formas de quemar carbón con mayor eficiencia y menos daño al medio ambiente. Los más prometedores entre ellos son la combustión en lecho fluidizado y la gasificación del carbón. La combustión según el primer método se lleva a cabo en un horno de caldera de vapor, que está diseñado de manera que el carbón triturado mezclado con partículas de piedra caliza se mantiene sobre la parrilla del horno en un estado suspendido ("pseudo-licuado") por un poderoso flujo de aire ascendente. Las partículas suspendidas se comportan esencialmente de la misma manera que en un líquido hirviendo, es decir, están en movimiento turbulento, lo que asegura la alta eficiencia del proceso de combustión. Las tuberías de agua de una caldera de este tipo están en contacto directo con el "lecho fluidizado" del combustible en combustión, por lo que una gran parte del calor se transfiere por conducción térmica, que es mucho más eficiente que el calor por radiación y convección. transferencia en una caldera de vapor convencional.

Una caldera de carbón de lecho fluidizado tiene un área de transferencia de calor de tubo más grande que una caldera de carbón pulverizado convencional, lo que reduce la temperatura del horno y, por lo tanto, reduce la formación de óxidos de nitrógeno. (Mientras que la temperatura en una caldera convencional puede estar por encima de los 1650°C, en una caldera de lecho fluidizado está en el rango de 780-870°C). Además, la piedra caliza mezclada con carbón une el 90 por ciento o más del azufre liberado por el carbón. durante la combustión, ya que la temperatura de operación más baja promueve la reacción entre el azufre y la caliza con la formación de sulfito o sulfato de calcio. De esta manera, las sustancias nocivas para el medio ambiente que se forman durante la combustión del carbón se neutralizan en el lugar de formación, es decir, en el horno.
Además, la caldera de lecho fluidizado es menos sensible a las fluctuaciones en la calidad del carbón debido a su diseño y principio de funcionamiento. En el horno de una caldera de carbón pulverizado convencional, se forma una gran cantidad de escoria fundida, que a menudo obstruye las superficies de transferencia de calor y, por lo tanto, reduce la eficiencia y la fiabilidad de la caldera. En una caldera de lecho fluidizado, el carbón se quema a una temperatura por debajo del punto de fusión de la escoria y, por lo tanto, ni siquiera surge el problema del ensuciamiento de las superficies de calentamiento con escoria. Estas calderas pueden funcionar con carbón de menor calidad, lo que en algunos casos puede reducir significativamente los costos operativos.
El método de combustión en lecho fluidizado se implementa fácilmente en calderas de diseño modular con una pequeña capacidad de vapor. Según algunas estimaciones, la inversión en una central térmica con calderas compactas de lecho fluidizado puede ser un 10-20% inferior a la de una central térmica convencional de la misma capacidad. Los ahorros se logran al reducir el tiempo de construcción. Además, la potencia de una estación de este tipo se puede aumentar fácilmente con un aumento de la carga eléctrica, lo cual es importante para aquellos casos en los que no se conoce de antemano su crecimiento en el futuro. El problema de la planificación también se simplifica, ya que estas instalaciones compactas pueden instalarse rápidamente tan pronto como surja la necesidad de aumentar la generación de energía.
Las calderas de lecho fluidizado también pueden incorporarse a plantas de energía existentes cuando la generación de energía necesita incrementarse rápidamente. Por ejemplo, la compañía de energía Northern States Power convirtió una de las calderas de carbón pulverizado en la estación en uds. Minnesota en una caldera de lecho fluidizado. La reforma se llevó a cabo con el fin de aumentar la capacidad de la planta en un 40%, reducir los requisitos de calidad del combustible (la caldera puede funcionar incluso con residuos locales), limpiar más a fondo las emisiones y extender la vida útil de la planta hasta 40 años.
Durante los últimos 15 años, la tecnología utilizada en centrales térmicas equipadas exclusivamente con calderas de lecho fluidizado se ha expandido desde pequeñas plantas piloto y semi-industriales a grandes plantas de "demostración". Dicha central, con una capacidad total de 160 MW, está siendo construida conjuntamente por Tennessee Valley Authority, Duke Power y Commonwealth of Kentucky; Asociación eléctrica de Colorado-Ute, Inc. puso en marcha una planta de generación eléctrica de 110 MW con calderas de lecho fluidizado. Si estos dos proyectos tienen éxito, así como el de Northern States Power, una empresa conjunta del sector privado con un capital total de aproximadamente $400 millones, el riesgo económico asociado con el uso de calderas de lecho fluidizado en la industria energética se reducirá significativamente.
Otro método, que, sin embargo, ya existía en una forma más simple a mediados del siglo XIX, es la gasificación del carbón con la producción de un gas "puramente ardiente". Dicho gas es apto para iluminación y calefacción y fue ampliamente utilizado en los Estados Unidos hasta la Segunda Guerra Mundial, hasta que fue desplazado por el gas natural.
Inicialmente, la gasificación del carbón atrajo la atención de las empresas energéticas, que esperaban utilizar este método para obtener un combustible que se quemara sin generar desperdicios y así eliminar la limpieza de los lavadores. Ahora ha quedado claro que la gasificación del carbón tiene una ventaja más importante: los productos calientes de la combustión del gas pobre se pueden usar directamente para impulsar turbinas de gas. A su vez, el calor residual de los productos de combustión después de la turbina de gas se puede utilizar para obtener vapor para accionar la turbina de vapor. Este uso combinado de turbinas de gas y vapor, llamado ciclo combinado, es ahora una de las formas más eficientes de generar energía eléctrica.
El gas obtenido de la gasificación del carbón y liberado de azufre y partículas es un excelente combustible para turbinas de gas y, como el gas natural, se quema casi sin desperdicio. La alta eficiencia del ciclo combinado compensa las pérdidas inevitables asociadas con la conversión de carbón a gas. Además, una planta de ciclo combinado consume bastante menos agua, ya que dos tercios de la energía la desarrolla una turbina de gas, que no necesita agua, a diferencia de una turbina de vapor.
La viabilidad de las centrales eléctricas de ciclo combinado que funcionan según el principio de la gasificación del carbón ha sido probada por la experiencia de operar la planta Cool Water de Southern California Edison. Esta central con una capacidad de unos 100 MW se puso en funcionamiento en mayo de 1984. Puede operar con diferentes grados de carbón. Las emisiones de la planta no difieren en pureza de las de una planta vecina de gas natural. El contenido de óxido de azufre de los gases de combustión se mantiene muy por debajo de los niveles reglamentarios mediante un sistema auxiliar de recuperación de azufre que elimina casi todo el azufre contenido en el combustible de alimentación y produce azufre puro para uso industrial. La formación de óxidos de nitrógeno se evita añadiendo agua al gas antes de la combustión, lo que reduce la temperatura de combustión del gas. Además, el carbón sin quemar que queda en el gasificador se derrite en un material vítreo inerte que, cuando se enfría, cumple con los requisitos de desechos sólidos de California.
Además de una mayor eficiencia y una menor contaminación ambiental, los ciclos combinados tienen otra ventaja: se pueden construir en varias fases, por lo que la capacidad instalada se incrementa por bloques. Esta flexibilidad de construcción reduce el riesgo de inversión excesiva o insuficiente asociada con la incertidumbre del crecimiento de la demanda de electricidad. Por ejemplo, la primera etapa de la capacidad instalada puede funcionar con turbinas de gas y usar petróleo o gas natural como combustible en lugar de carbón, si los precios actuales de estos productos son bajos. Luego, a medida que crece la demanda de electricidad, se ponen en funcionamiento una caldera de calor residual y una turbina de vapor, lo que aumentará no solo la potencia, sino también la eficiencia de la planta. Posteriormente, cuando la demanda de electricidad vuelva a aumentar, se puede construir una planta de gasificación de carbón en la estación.
El papel de las centrales térmicas de carbón es un tema clave cuando se trata de preservar los recursos naturales, proteger el medio ambiente y desarrollar la economía. Estos aspectos del problema en cuestión no son necesariamente conflictivos. La experiencia del uso de nuevos procesos tecnológicos para la quema de carbón muestra que pueden resolver con éxito y simultáneamente los problemas de protección del medio ambiente y la reducción del costo de la electricidad. Este principio se tuvo en cuenta en un informe conjunto de Estados Unidos y Canadá sobre la lluvia ácida publicado el año pasado. Con base en las propuestas del informe, el Congreso de los EE. UU. está considerando establecer una iniciativa nacional general para demostrar y aplicar procesos de combustión de carbón "limpios". Esta iniciativa, que combinará capital privado con inversión federal, apunta a comercializar nuevos procesos de combustión de carbón en la década de 1990, incluidas calderas de lecho fluidizado y generadores a gas. Sin embargo, incluso con el uso generalizado de nuevos procesos de combustión de carbón en un futuro próximo, la creciente demanda de electricidad no podrá satisfacerse sin toda una serie de medidas coordinadas para conservar la electricidad, regular su consumo y aumentar la productividad de las centrales térmicas existentes que funcionan con principios tradicionales. Es probable que los problemas económicos y ambientales que están constantemente en la agenda conduzcan a la aparición de desarrollos tecnológicos completamente nuevos que son fundamentalmente diferentes de los descritos aquí. En el futuro, las centrales térmicas de carbón pueden convertirse en empresas integradas para el procesamiento de recursos naturales. Tales empresas procesarán combustibles locales y otros recursos naturales y producirán electricidad, calor y diversos productos, teniendo en cuenta las necesidades de la economía local. Además de las calderas de lecho fluidizado y las plantas de gasificación de carbón, dichas plantas estarán equipadas con diagnósticos técnicos electrónicos y sistemas de control automatizados y, además, serán útiles para aprovechar la mayor parte de los subproductos de la combustión del carbón.

Por lo tanto, las oportunidades para mejorar los factores económicos y ambientales de la producción de electricidad a base de carbón son muy amplias. Sin embargo, el uso oportuno de estas oportunidades depende de si el gobierno puede aplicar una política ambiental y de producción de energía equilibrada que cree los incentivos necesarios para la industria eléctrica. Se debe tener cuidado para garantizar que los nuevos procesos de combustión del carbón se desarrollen e implementen de manera racional, en cooperación con las empresas de energía, y no de la forma en que sucedió con la introducción de la limpieza de gases de depuración. Todo esto se puede lograr minimizando el costo y el riesgo a través de un diseño, prueba y mejora bien pensados ​​de pequeñas plantas experimentales piloto, seguido de una implementación industrial generalizada de los sistemas desarrollados.

En las centrales térmicas, las personas reciben casi toda la energía necesaria en el planeta. Las personas han aprendido a obtener corriente eléctrica de una forma diferente, pero aún no aceptan opciones alternativas. Aunque no es rentable para ellos usar combustible, no lo rechazan.

¿Cuál es el secreto de las centrales térmicas?

Las centrales térmicas No es casualidad que sigan siendo indispensables. Su turbina genera energía de la forma más sencilla, mediante combustión. Debido a esto, es posible minimizar los costos de construcción, que se consideran plenamente justificados. En todos los países del mundo existen tales objetos, por lo que no puede sorprenderse por la difusión.

El principio de funcionamiento de las centrales térmicas. construido sobre la quema de grandes cantidades de combustible. Como resultado de esto, aparece la electricidad, que primero se acumula y luego se distribuye a ciertas regiones. Los esquemas de centrales térmicas se mantienen casi constantes.

¿Qué combustible se utiliza en la estación?

Cada estación usa un combustible separado. Se suministra especialmente para que el flujo de trabajo no se vea afectado. Este punto sigue siendo uno de los problemáticos, ya que aparecen los costos de transporte. ¿Qué tipos de equipos utiliza?

• Carbón;
• pizarra bituminosa;
• Turba;
• gasolina;
• Gas natural.

Los esquemas térmicos de las centrales térmicas se basan en un determinado tipo de combustible. Además, se les realizan cambios menores para garantizar la máxima eficiencia. Si no se realizan, el consumo principal será excesivo, por lo que la corriente eléctrica recibida no se justificará.

Tipos de centrales térmicas

Tipos de centrales térmicas es un tema importante. La respuesta te dirá cómo aparece la energía necesaria. Hoy en día, se están introduciendo paulatinamente cambios serios, donde las especies alternativas resultarán ser la fuente principal, pero hasta el momento su uso sigue siendo inadecuado.

1. Condensación (CES);
2. plantas combinadas de calor y electricidad (CHP);
3. Centrales eléctricas distritales estatales (GRES).

La central TPP requerirá una descripción detallada. Las especies son diferentes, por lo que solo una consideración explicará por qué se está llevando a cabo una construcción de tal escala.

Condensación (CES)

Los tipos de centrales térmicas comienzan con la condensación. Estas plantas CHP se utilizan exclusivamente para generar electricidad. La mayoría de las veces, se acumula sin propagarse inmediatamente. El método de condensación proporciona la máxima eficiencia, por lo que estos principios se consideran óptimos. Hoy, en todos los países, se distinguen instalaciones separadas a gran escala que cubren vastas regiones.

Poco a poco van apareciendo centrales nucleares que sustituyen a los combustibles tradicionales. Solo el reemplazo sigue siendo un proceso costoso y lento, ya que la operación con combustibles fósiles es diferente de otros métodos. Además, es imposible apagar una sola estación, porque en tales situaciones regiones enteras se quedan sin electricidad valiosa.

Plantas combinadas de calor y electricidad (CHP)

Las plantas de cogeneración se utilizan para varios propósitos a la vez. Se utilizan principalmente para generar electricidad valiosa, pero la combustión de combustibles también sigue siendo útil para la generación de calor. Debido a esto, las centrales térmicas continúan utilizándose en la práctica.

Una característica importante es que tales plantas de energía térmica son superiores a otros tipos de energía relativamente pequeña. Proporcionan áreas individuales, por lo que no hay necesidad de suministros a granel. La práctica muestra cuán rentable es una solución de este tipo debido al tendido de líneas eléctricas adicionales. El principio de funcionamiento de una central térmica moderna es innecesario solo por el medio ambiente.

Centrales eléctricas del distrito estatal

Información general sobre centrales térmicas modernas no marcar GRES. Poco a poco, quedan en un segundo plano, perdiendo su relevancia. Aunque las centrales eléctricas de distrito de propiedad estatal siguen siendo útiles en términos de generación de energía.

Diferentes tipos de centrales térmicas brindan apoyo a vastas regiones, pero aún así su capacidad es insuficiente. En la época soviética, se llevaron a cabo proyectos a gran escala, que ahora están cerrados. El motivo fue el uso inadecuado de combustible. Aunque su reemplazo sigue siendo problemático, ya que las ventajas y desventajas de los TPP modernos se notan principalmente en grandes cantidades de energía.

¿Qué centrales son térmicas? Su principio se basa en la combustión de combustible. Siguen siendo indispensables, aunque se están haciendo cálculos activamente para un reemplazo equivalente. Las ventajas y desventajas de las centrales térmicas continúan confirmándose en la práctica. Por que su trabajo se queda necesario.

¿Qué es una central eléctrica de carbón? Esta es una empresa de este tipo para la producción de electricidad, donde el carbón (piedra, marrón) es el primero en la cadena de conversión de energía.

Recordemos la cadena de conversión de energía en las centrales eléctricas que funcionan en un ciclo.

El primero de la cadena es el combustible, en nuestro caso el carbón. Tiene energía química, que al quemarse en una caldera se convierte en energía térmica de vapor. La energía térmica también se puede llamar energía potencial. Además, la energía potencial del vapor en las boquillas se convierte en energía cinética. Llamamos velocidad a la energía cinética. Esta energía cinética a la salida de las toberas de la turbina empuja las palas del rotor y hace girar el eje de la turbina. Aquí se obtiene la energía mecánica de rotación. El eje de nuestra turbina está rígidamente acoplado al eje de un generador eléctrico. Ya en el generador eléctrico, la energía mecánica de rotación se convierte en energía eléctrica: electricidad.

Una central eléctrica de carbón tiene ventajas y desventajas en comparación con, por ejemplo, una central eléctrica de gas (no tendremos en cuenta la CCGT moderna).

Ventajas de las centrales eléctricas de carbón:

— bajo costo de combustible;

— relativa independencia de los suministros de combustible (hay un gran almacén de carbón);

- y todo.

Desventajas de las centrales eléctricas de carbón:

- baja maniobrabilidad - debido a una restricción adicional en la salida de escoria, si es con remoción de cenizas líquidas;

- altas emisiones en comparación con el gas;

- menor eficiencia para el suministro de energía eléctrica - aquí se suman pérdidas en la caldera y un aumento de las propias necesidades eléctricas debido al sistema de pulverización de carbón;

- más que en las gasolineras, el coste se debe a que se añaden desgastes abrasivos y un mayor número de instalaciones auxiliares.

A partir de esta pequeña comparación, se puede ver que las centrales eléctricas de carbón pierden frente a las de gas. Pero todavía el mundo no se niega a su construcción. Esto se debe principalmente desde un punto de vista económico.

Tomemos, por ejemplo, nuestro país. Tenemos algunos lugares en el mapa donde se extrae carbón en grandes cantidades. La más famosa es Kuzbass (cuenca de carbón de Kuznetsk), también conocida como la región de Kemerovo. Hay bastantes centrales eléctricas, la más grande, y además de ellas hay varias más pequeñas. Todos ellos funcionan con carbón, con la excepción de algunas unidades de potencia, donde el gas puede usarse como combustible de respaldo. En la región de Kemerovo, una cantidad tan grande de centrales eléctricas de carbón se debe, por supuesto, al hecho de que el carbón se extrae "al alcance de la mano". Prácticamente no hay componente de transporte en el precio del carbón para centrales eléctricas. Además, algunos propietarios de TPP también son propietarios de empresas de carbón. Parece claro por qué no se están construyendo gasolineras allí.

Además, las reservas exploradas de carbón son incomparablemente mayores que las reservas exploradas de gas natural. Esto se aplica a la seguridad energética del país.

Los países desarrollados han ido más allá. El llamado gas sintético, un análogo artificial del gas natural, está hecho de carbón. Algunos ya se han adaptado a este gas, que puede funcionar como parte de un CCGT. Y aquí ya hay factores de eficiencia completamente diferentes (más altos) y emisiones nocivas (más bajas), en comparación con las centrales de carbón, e incluso con las antiguas de gas.

Entonces podemos concluir: la humanidad siempre utilizará el carbón como combustible para la producción de electricidad.