Il futuro delle centrali a carbone. Centrali termiche Tes lavora

Abstract sulla disciplina "Introduzione alla regia"

Realizzato dallo studente Mikhailov D.A.

Università tecnica statale di Novosibirsk

Novosibirsk, 2008

introduzione

La centrale elettrica è una centrale elettrica utilizzata per convertire l'energia naturale in energia elettrica. Il tipo di centrale elettrica è determinato principalmente dal tipo di energia naturale. Le più diffuse sono le centrali termoelettriche (TPP), che utilizzano l'energia termica rilasciata durante la combustione di combustibili fossili (carbone, petrolio, gas, ecc.). Le centrali termiche generano circa il 76% dell'energia elettrica prodotta sul nostro pianeta. Ciò è dovuto alla presenza di combustibili fossili in quasi tutte le regioni del nostro pianeta; la possibilità di trasportare il combustibile fossile dal sito di produzione ad una centrale elettrica situata vicino ai consumatori di energia; progresso tecnico presso le centrali termiche, garantendo la realizzazione di centrali termiche di grande capacità; la possibilità di utilizzare il calore residuo del fluido di lavoro e fornire alle utenze, oltre all'energia elettrica, anche energia termica (con vapore o acqua calda), ecc. Le centrali termiche progettate solo per la produzione di energia elettrica sono chiamate centrali a condensazione (IES). Le centrali elettriche destinate alla generazione combinata di energia elettrica e fornitura di vapore, nonché acqua calda a un consumatore di calore, dispongono di turbine a vapore con estrazione di vapore intermedia o con contropressione. In tali installazioni, il calore del vapore di scarico viene parzialmente o addirittura completamente utilizzato per l'approvvigionamento di calore, per cui viene ridotta la perdita di calore con l'acqua di raffreddamento. Tuttavia, la frazione di energia vapore convertita in energia elettrica, con gli stessi parametri iniziali, negli impianti con turbine di cogenerazione è inferiore rispetto agli impianti con turbine a condensazione. Le centrali termiche, in cui il vapore esausto, insieme alla generazione di elettricità, viene utilizzato per la fornitura di calore sono chiamate centrali di cogenerazione (CHP).

Principi di base del funzionamento del TPP

La figura 1 mostra un tipico diagramma termico di un'unità di condensazione alimentata a combustibili fossili.

Fig. 1 Schema termico schematico di TPP

1 - caldaia a vapore; 2 - turbina; 3 - generatore elettrico; 4 - condensatore; 5 - pompa di condensa; 6 - riscaldatori a bassa pressione; 7 - disaeratore; 8 - pompa di alimentazione; 9 - riscaldatori ad alta pressione; 10 - pompa di scarico.

Questo circuito è chiamato circuito di riscaldamento a vapore. Come è noto dal corso di termodinamica, il rendimento termico di un tale circuito a parità di parametri iniziali e finali e la corretta scelta dei parametri di postriscaldamento è maggiore rispetto a un circuito senza postriscaldamento.

Consideriamo i principi del funzionamento del TPP. Combustibile e ossidante, che di solito è aria riscaldata, entrano continuamente nel forno della caldaia (1). Come combustibile vengono utilizzati carbone, torba, gas, scisti bituminosi o olio combustibile. La maggior parte dei TPP nel nostro paese utilizza la polvere di carbone come combustibile. A causa del calore generato dalla combustione del combustibile, l'acqua nella caldaia a vapore si riscalda, evapora e il vapore saturo risultante entra nella turbina a vapore attraverso la linea del vapore (2). Il cui scopo è convertire l'energia termica del vapore in energia meccanica.

Tutte le parti mobili della turbina sono collegate rigidamente all'albero e ruotano con esso. In una turbina, l'energia cinetica dei getti di vapore viene trasferita al rotore come segue. Il vapore ad alta pressione e ad alta temperatura, che ha una grande energia interna, dalla caldaia entra negli ugelli (canali) della turbina. Un getto di vapore ad alta velocità, spesso superiore a quella sonica, fuoriesce continuamente dagli ugelli ed entra nelle pale del rotore della turbina, montato su un disco rigidamente connesso all'albero. In questo caso, l'energia meccanica del flusso di vapore viene convertita nell'energia meccanica del rotore della turbina, o, più precisamente, nell'energia meccanica del rotore del turbogeneratore, poiché gli alberi della turbina e del generatore elettrico (3) sono interconnessi. In un generatore elettrico, l'energia meccanica viene convertita in energia elettrica.

Dopo la turbina a vapore, il vapore acqueo, avendo già pressione e temperatura basse, entra nel condensatore (4). Qui il vapore viene convertito in acqua mediante acqua di raffreddamento pompata attraverso tubi posti all'interno del condensatore, che viene fornita al disaeratore (7) da una pompa di condensa (5) tramite resistenze rigenerative (6).

Il disaeratore serve a rimuovere dall'acqua i gas disciolti in esso; allo stesso tempo in esso, come nei riscaldatori rigenerativi, l'acqua di alimentazione viene riscaldata dal vapore prelevato dall'estrazione della turbina. La disaerazione viene effettuata per portare il contenuto di ossigeno e anidride carbonica in esso ai valori consentiti e quindi ridurre la velocità di corrosione nei tratti dell'acqua e del vapore.

L'acqua disaerata viene fornita all'impianto caldaia dalla pompa di alimentazione (8) attraverso i riscaldatori (9). La condensa del vapore di riscaldamento formato nelle resistenze (9) viene bypassata in cascata nel disaeratore, e la condensa del vapore di riscaldamento delle resistenze (6) viene fornita dalla pompa di scarico (10) alla linea attraverso la quale la condensa fuoriesce dal condensatore (4).

Il più difficile dal punto di vista tecnico è l'organizzazione del funzionamento dei TPP a carbone. Allo stesso tempo, la quota di tali centrali nel settore energetico domestico è elevata (~ 30%) e si prevede di aumentarla.

Il diagramma di flusso del processo di una tale centrale elettrica a carbone è mostrato in Fig. 2.

Fig. 2 Schema tecnologico di un TPP a carbone polverizzato

1 - vagoni ferroviari; 2 - dispositivi di scarico; 3 - magazzino; 4 - nastri trasportatori; 5 - impianto di frantumazione; 6 - bunker di carbone grezzo; 7 - mulini a carbone polverizzato; 8 - separatore; 9 - ciclone; 10 - bunker di polvere di carbone; 11 - alimentatori; 12 - ventola del mulino; 13 - camera di combustione della caldaia; 14 - ventilatore; 15 - raccoglitori di cenere; 16 - aspiratori di fumo; 17 - camino; 18 - riscaldatori a bassa pressione; 19 - riscaldatori ad alta pressione; 20 - disaeratore; 21 - pompe di alimentazione; 22 - turbina; 23 - condensatore della turbina; 24 - pompa di condensa; 25 - pompe di circolazione; 26 - ricevere bene; 27 - scaricare bene; 28 - negozio di prodotti chimici; 29 - riscaldatori di rete; 30 - gasdotto; 31 - linea di scarico condensa; 32 - quadri elettrici; 33 - pompe per draghe.

Il carburante nei vagoni ferroviari (1) va ai dispositivi di scarico (2), da dove viene inviato al magazzino (3) con l'ausilio di nastri trasportatori (4), dal magazzino il carburante viene fornito all'impianto di frantumazione (5) . È possibile fornire combustibile all'impianto di frantumazione e direttamente dai dispositivi di scarico. Dall'impianto di frantumazione, il combustibile entra nei bunker di carbone grezzo (6), e da qui, attraverso gli alimentatori, nei mulini a carbone polverizzato (7). La polvere di carbone viene trasportata pneumaticamente attraverso un separatore (8) e un ciclone (9) al bidone della polvere di carbone (10), e da qui tramite alimentatori (11) ai bruciatori. L'aria del ciclone viene aspirata dal ventilatore del mulino (12) e inviata alla camera di combustione della caldaia (13).

I gas formati durante la combustione nella camera di combustione, dopo averla lasciata, passano in sequenza attraverso i condotti gas dell'impianto caldaia, dove nel surriscaldatore (primario e secondario, se si effettua un ciclo con surriscaldamento intermedio del vapore) e l'economizzatore d'acqua cede calore al fluido di lavoro e nel riscaldatore ad aria - fornito alla caldaia a vapore all'aria. Successivamente, nei collettori di cenere (15), i gas vengono depurati dalle ceneri volanti e attraverso il camino (17) tramite aspiratori di fumo (16) vengono rilasciati nell'atmosfera.

Scorie e ceneri che cadono sotto la camera di combustione, il riscaldatore ad aria e i collettori di cenere vengono lavati via con acqua e vengono alimentati attraverso canali alle pompe di dragaggio (33), che li pompano verso le discariche di cenere.

L'aria necessaria alla combustione viene fornita alle batterie di riscaldamento della caldaia a vapore da un ventilatore (14). L'aria viene solitamente prelevata dalla parte superiore del locale caldaia e (con caldaie a vapore di grande capacità) dall'esterno del locale caldaia.

Il vapore surriscaldato dalla caldaia a vapore (13) viene alimentato alla turbina (22).

La condensa dal condensatore della turbina (23) viene fornita da pompe di condensa (24) attraverso riscaldatori rigenerativi a bassa pressione (18) al disaeratore (20), e da qui da pompe di alimentazione (21) attraverso riscaldatori ad alta pressione (19) alla caldaia economizzatore.

In questo schema le perdite di vapore e condensa vengono reintegrate con acqua chimicamente demineralizzata, che viene immessa nella linea di condensa a valle del condensatore della turbina.

L'acqua di raffreddamento viene fornita al condensatore dal pozzo di alimentazione dell'acqua (26) mediante pompe di circolazione (25). L'acqua riscaldata viene scaricata nel pozzo di scarico (27) della stessa sorgente ad una certa distanza dal punto di aspirazione, sufficiente affinché l'acqua riscaldata non si mescoli con l'acqua prelevata. I dispositivi per il trattamento chimico dell'acqua di reintegro si trovano nell'officina chimica (28).

Gli schemi possono includere un piccolo impianto di riscaldamento a rete per il riscaldamento della centrale e del villaggio adiacente. Il vapore viene fornito ai riscaldatori di rete (29) di questa unità dalle estrazioni della turbina, la condensa viene scaricata attraverso la linea (31). L'acqua di rete viene fornita e rimossa dal riscaldatore attraverso le tubazioni (30).

L'energia elettrica generata viene deviata dal generatore elettrico ai consumatori esterni tramite trasformatori elettrici step-up.

Per fornire energia elettrica a motori elettrici, dispositivi di illuminazione e dispositivi della centrale, esiste un quadro elettrico per le proprie esigenze (32).

Conclusione

L'abstract presenta i principi di base del funzionamento di TPP. Il diagramma termico di una centrale è considerato sull'esempio del funzionamento di una centrale a condensazione, così come un diagramma tecnologico sull'esempio di una centrale elettrica a carbone. Vengono mostrati i principi tecnologici della produzione di energia elettrica e calore.

Climate Analytics continua a insistere sul fatto che l'energia da carbone in Europa deve essere eliminata entro il 2030, altrimenti l'UE non raggiungerà gli obiettivi dell'accordo di Parigi sul clima. Ma quali stazioni chiudere per prime? Vengono proposti due approcci: ecologico ed economico. "Ossigeno.VITA" ha dato un'occhiata più da vicino alle più grandi centrali termiche a carbone in Russia, che nessuno chiuderà.

Chiudi tra dieci anni

Climate Analytics continua a insistere sul fatto che per raggiungere gli obiettivi dell'accordo di Parigi sul clima, i paesi dell'UE dovranno chiudere quasi tutte le centrali elettriche a carbone funzionanti. Il settore energetico in Europa ha bisogno di una totale decarbonizzazione, poiché una parte significativa delle emissioni totali di gas serra (GHG) nell'UE è generata dall'energia dal carbone. Pertanto, l'eliminazione graduale del carbone in questo settore è uno dei metodi più convenienti per ridurre le emissioni di gas a effetto serra e tali azioni forniranno anche vantaggi significativi in ​​termini di qualità dell'aria, salute pubblica e sicurezza energetica.

Ora nell'UE ci sono più di 300 centrali elettriche con 738 centrali a carbone che operano al loro interno. Naturalmente, non sono distribuiti uniformemente geograficamente. Ma in generale, il carbone e la lignite (lignite) forniscono un quarto di tutta la produzione di elettricità nell'UE. I paesi più dipendenti dall'UE dal carbone sono Polonia, Germania, Bulgaria, Repubblica ceca e Romania. La Germania e la Polonia rappresentano il 51% della capacità installata di carbone nell'UE e il 54% delle emissioni di gas a effetto serra dall'energia da carbone in tutta l'Europa unita. Allo stesso tempo, non ci sono centrali termoelettriche a carbone in sette paesi dell'UE.

“L'uso continuato del carbone per la produzione di energia è incompatibile con l'attuazione dell'obiettivo di ridurre drasticamente le emissioni di gas serra. Pertanto, l'UE deve sviluppare una strategia per eliminare gradualmente il carbone più rapidamente di quanto non sia attualmente ", riassume Climate Analytics. In caso contrario, le emissioni totali dell'UE entro il 2050 aumenteranno dell'85%. Le simulazioni di Climate Analytics hanno indicato che il 25% delle centrali elettriche a carbone attualmente in funzione dovrebbe essere chiuso entro il 2020. In altri cinque anni è necessario chiudere il 72% delle centrali termoelettriche e liberarsi completamente dell'energia dal carbone entro il 2030.

La domanda principale è come farlo? Secondo Climate Analytics, “la domanda cruciale è quali criteri dovrebbero essere utilizzati per determinare quando chiudere determinati TPP? Dal punto di vista dell'atmosfera terrestre, i criteri sono irrilevanti, poiché le emissioni di GHG diminuiranno al giusto ritmo. Ma dal punto di vista di politici, imprenditori e altre parti interessate, lo sviluppo di tali criteri è un momento cruciale nel processo decisionale. ”

Climate Analytics offre due possibili strategie per eliminare l'uso del carbone per la produzione di energia. Il primo è chiudere prima quei TPP che sono leader in termini di emissioni di GHG. La seconda strategia è quella di chiudere gli impianti di minor valore commerciale. Per ciascuna delle strategie è stata disegnata un'interessante infografica, che mostra come cambierà il volto dell'UE negli anni a seguito della chiusura delle centrali a carbone. Nel primo caso saranno sotto attacco Polonia, Repubblica Ceca, Bulgaria e Danimarca. Nel secondo - anche Polonia e Danimarca.

Non c'è unità

Climate Analytics ha anche tracciato gli anni di chiusura per tutte le 300 stazioni secondo due strategie. È facile notare che questi anni differiscono notevolmente dai periodi di funzionamento di queste stazioni nella modalità consueta (il cosiddetto BAU - businnes as usual). Ad esempio, la più grande stazione europea di Belchatow in Polonia (con una capacità di oltre 4,9 GW) può funzionare almeno fino al 2055; mentre si propone di chiuderlo già entro il 2027 - lo stesso termine in qualsiasi scenario.

In generale, sono proprio cinque centrali termoelettriche polacche che possono tranquillamente fumare fino al 2060 che l'analisi del clima propone di chiudere tre o quattro decenni prima del previsto. La Polonia, il cui settore energetico dipende per l'80% dal carbone, difficilmente sarà soddisfatta di un tale sviluppo di eventi (ricordate, questo paese sfiderà persino gli obblighi climatici imposti dall'UE in tribunale). Altre cinque stazioni della Top 20 sono nel Regno Unito; otto in Germania. Tra i primi venti per chiusure anche due centrali termoelettriche in Italia.

Allo stesso tempo, il British Fiddler's Ferry (con una capacità di 2 GW) dovrebbe essere chiuso già nel 2017, e il resto delle centrali termiche britanniche, come affermato dal governo di questo paese, entro il 2025. Cioè, solo in questo paese il processo può essere relativamente indolore, tutto può estendersi fino al 2030, l'attuazione delle due strategie sarà diversa a seconda delle specificità del territorio (ci sono regioni minerarie). devono essere gradualmente eliminati entro il 2020, principalmente a causa delle notevoli emissioni.

Le fonti energetiche rinnovabili dovrebbero sostituire il carbone. La riduzione del costo della generazione solare ed eolica è una tendenza importante che deve essere sostenuta e sviluppata, secondo Climate Analytics. Le fonti energetiche rinnovabili possono trasformare il settore energetico, anche creando nuovi posti di lavoro (non solo nell'industria stessa, ma anche nella produzione di apparecchiature). Che, tra l'altro, potrà impiegare il personale liberato dal settore energetico del carbone.

Tuttavia, Climate Analytics ammette che non c'è unità in Europa per quanto riguarda il carbone. Mentre alcuni paesi hanno significativamente ridotto la produzione e hanno annunciato un rifiuto totale di questo tipo di combustibile nei prossimi 10-15 anni (tra questi, ad esempio, Regno Unito, Finlandia e Francia), altri stanno costruendo o progettando di costruire nuove centrali a carbone. centrali elettriche incendiate (Polonia e Grecia). “In Europa viene prestata grande attenzione alle questioni ambientali, ma difficilmente sarà possibile abbandonare rapidamente la produzione di carbone. In primo luogo, è necessario mettere in funzione capacità di sostituzione, perché il calore e la luce sono necessari sia alla popolazione che all'economia. Ciò è tanto più importante perché sono state prese decisioni precedenti di chiudere un certo numero di centrali nucleari in Europa. Sorgeranno problemi sociali, sarà necessario riqualificare alcuni dei dipendenti delle stazioni stesse, verrà tagliato un numero significativo di posti di lavoro in vari settori, il che aumenterà senza dubbio la tensione nella società. La chiusura delle centrali a carbone inciderà anche sui bilanci, poiché non ci sarà un gruppo significativo di contribuenti e gli indicatori operativi di quelle società che in precedenza fornivano loro beni e servizi diminuiranno in modo significativo. Se una soluzione è possibile, potrebbe consistere in un rifiuto prolungato della produzione di carbone, continuando a lavorare sul miglioramento delle tecnologie al fine di ridurre le emissioni dalla combustione del carbone, migliorare la situazione ambientale nelle centrali elettriche a carbone "- dice su questo occasione Dmitry Baranov, Principale esperto di Finam Management Management Company.

Le prime 20 centrali elettriche a carbone in Europa, che, secondo Climate Analytics, dovranno essere chiuse

Cosa abbiamo?

La quota della generazione termica nella struttura della produzione di energia elettrica in Russia è superiore al 64%, nella struttura della capacità installata delle centrali elettriche UES - oltre il 67%. Tuttavia, nella TOP-10 delle più grandi centrali termiche del paese, solo due stazioni funzionano a carbone: Reftinskaya e Ryazanskaya; in generale, l'energia termica in Russia è il gas. “La Russia ha una delle migliori strutture di bilancio del carburante al mondo. Usiamo solo il 15% del carbone per la produzione di energia. In media in tutto il mondo, questa cifra è del 30-35%. In Cina - 72%, negli Stati Uniti e in Germania - 40%. L'obiettivo di ridurre al 30% la quota di fonti non legate al carbonio è attivamente perseguito anche in Europa. In Russia, questo programma, infatti, è già stato implementato "- ha affermato il capo del Ministero dell'Energia della Federazione Russa Alessandro Novak parlando alla fine di febbraio alla sessione del panel "Green Economy as a Vector of Development" al Russian Investment Forum 2017 a Sochi.

La quota dell'energia nucleare nel volume totale del bilancio energetico del paese è del 16-17%, la produzione idroelettrica - 18%, il gas rappresenta circa il 40%. Secondo l'Istituto di ricerca energetica dell'Accademia delle scienze russa, il carbone nella produzione di elettricità è stato a lungo attivamente sostituito dal gas e dall'energia atomica, e più rapidamente nella parte europea della Russia. Le più grandi centrali elettriche a carbone si trovano, tuttavia, nel centro e negli Urali. Ma se si guarda al quadro del settore energetico nel contesto delle regioni, e non delle singole stazioni, il quadro sarà diverso: le regioni più "carbonirose" sono in Siberia e in Estremo Oriente. La struttura dei bilanci energetici territoriali dipende dal livello di gassificazione: è alto nella parte europea della Russia e basso nella Siberia orientale e oltre. Il carbone come combustibile viene solitamente utilizzato negli impianti di cogenerazione urbani, dove non viene generata solo elettricità, ma anche calore. Pertanto, la generazione nelle grandi città (come Krasnoyarsk) è interamente basata sul carbone. In generale, la quota di centrali termiche nella sola IES della Siberia rappresenta attualmente il 60% della produzione di elettricità: si tratta di circa 25 GW di capacità "a carbone".

Per quanto riguarda le fonti energetiche rinnovabili, ora la quota di tali fonti nel bilancio energetico della Federazione Russa rappresenta un simbolico 0,2%. "Abbiamo in programma di raggiungere il 3% - fino a 6 mila MW a causa di vari meccanismi di supporto", ha fatto una previsione Novak. Rosseti fa previsioni più ottimistiche: la capacità installata di fonti energetiche rinnovabili in Russia entro il 2030 potrebbe crescere di 10 GW. Tuttavia, non è prevista una ristrutturazione globale del bilancio energetico nel nostro Paese. “Secondo le previsioni, entro il 2050 ci saranno circa 10 miliardi di persone nel mondo. Già oggi circa 2 miliardi non hanno accesso alle fonti energetiche. Immagina quale sarà il fabbisogno energetico dell'umanità tra 33 anni e come dovrebbero svilupparsi le fonti di energia rinnovabile per soddisfare tutta la domanda "- è così che Alexander Novak dimostra la fattibilità dell'energia tradizionale.

"Non si parla assolutamente di" rinunciare al carbone "in Russia, soprattutto perché, secondo la Strategia energetica fino al 2035, si prevede di aumentare la quota di carbone nel bilancio energetico del Paese", ricorda Dmitry Baranov dal Regno Unito Finam Management. - Insieme al petrolio e al gas, il carbone è uno dei minerali più importanti del pianeta e la Russia, essendo uno dei paesi più grandi al mondo in termini di riserve e produzione, è semplicemente obbligata a prestare la dovuta attenzione allo sviluppo del questo settore. Già nel 2014, in una riunione del governo russo, Novak ha presentato un programma per lo sviluppo dell'industria del carbone in Russia fino al 2030. Si concentra sulla creazione di nuovi centri di estrazione del carbone, principalmente in Siberia e in Estremo Oriente, sul miglioramento del potenziale scientifico e tecnico nell'industria, nonché sull'attuazione di progetti nella chimica del carbone ".

Le più grandi TPP a carbone in Russia

Reftinskaya GRES (Enel Russia)

È la più grande centrale termica a carbone in Russia (e la seconda tra le prime 10 centrali termiche del paese). Situato nella regione di Sverdlovsk, 100 km a nord-est di Ekaterinburg e 18 km da Asbest.
Potenza elettrica installata - 3800 MW.
Potenza termica installata - 350 Gcal/h.
Fornisce alimentazione alle regioni industriali delle regioni di Sverdlovsk, Tyumen, Perm e Chelyabinsk.
La costruzione della centrale è iniziata nel 1963, la prima unità di potenza è stata lanciata nel 1970 e l'ultima nel 1980.

Ryazanskaja GRES (OGK-2)

Quinto nella top 10 delle più grandi centrali termiche in Russia. Funziona a carbone (primo stadio) e gas naturale (secondo stadio). Situato a Novomichurinsk (regione di Ryazan), 80 km a sud di Ryazan.
Potenza elettrica installata (insieme a GRES-24) - 3.130 MW.
Potenza termica installata - 180 Gcal/ora.
La costruzione iniziò nel 1968. La prima unità di potenza è stata commissionata nel 1973, l'ultima il 31 dicembre 1981.

Novocherkasskaya GRES (OGK-2)

Situato nel microdistretto di Donskoy a Novocherkassk (regione di Rostov), ​​53 km a sud-est di Rostov-sul-Don. Alimentato da gas e carbone. L'unica centrale termica in Russia che utilizza i rifiuti locali dell'estrazione del carbone e della preparazione del carbone: la miniera di antracite.
Potenza elettrica installata - 2.229 MW.
Potenza termica installata - 75 Gcal/ora.
La costruzione iniziò nel 1956. La prima unità di potenza è stata commissionata nel 1965, l'ultima - l'ottava - nel 1972.

Kashirskaya GRES ("InterRAO")

Situato a Kashira (regione di Mosca).
Alimentato da carbone e gas naturale.
Potenza elettrica installata - 1.910 MW.
Potenza termica installata - 458 Gcal/h.
Commissionato nel 1922 su progetto GOELRO. Negli anni '60 la stazione è stata oggetto di un ammodernamento su larga scala.
Le centrali a carbone polverizzato n. 1 e n. 2 dovrebbero essere dismesse nel 2019. Entro il 2020, la stessa sorte attende altre quattro unità di potenza funzionanti a gasolio. Rimarrà in funzione solo il più moderno blocco n. 3 con una capacità di 300 MW.

Primorskaya GRES (RAO ES dell'Est)

Situato a Luchegorsk (Territorio Primorsky).
La più potente centrale termica dell'Estremo Oriente. Funziona con il carbone della miniera di carbone di Luchegorsk. Fornisce la maggior parte del consumo energetico di Primorye.
Potenza elettrica installata - 1467 MW.
Capacità termica installata - 237 Gcal / ora.
La prima unità di potenza della stazione è stata commissionata nel 1974, l'ultima nel 1990. Il GRES si trova praticamente "a bordo" di una miniera di carbone - in nessun altro posto in Russia è stata costruita una centrale elettrica così vicina a una fonte di combustibile.

Troitskaya GRES (OGK-2)

Situato a Troitsk (regione di Chelyabinsk). Situato in una posizione favorevole nel triangolo industriale Ekaterinburg - Chelyabinsk - Magnitogorsk.
Potenza elettrica installata - 1.400 MW.
Potenza termica installata - 515 Gcal/ora.
La prima fase della stazione è stata lanciata nel 1960. L'attrezzatura del secondo stadio (per 1200 MW) è stata dismessa nel 1992-2016.
Nel 2016 è stata messa in servizio un'unica centrale elettrica a carbone polverizzato n. 10 con una capacità di 660 MW.

Gusinoozerskaya GRES ("InterRAO")

Situato a Gusinoozersk (Repubblica di Buriazia), fornisce elettricità ai consumatori della Buriazia e delle regioni limitrofe. Il combustibile principale per la stazione è la lignite proveniente dalla miniera a cielo aperto di Okino-Klyuchevsky e dal deposito di Gusinoozyorsky.
Potenza elettrica installata - 1160 MW.
Capacità termica installata - 224,5 Gcal / h.
Dal 1976 al 1979 furono messe in servizio quattro unità di potenza del primo stadio. La messa in servizio della seconda fase è iniziata nel 1988 con il lancio dell'unità di potenza n. 5.

Nel 1879, quando Thomas Alva Edison inventò la lampada ad incandescenza, iniziò l'era dell'elettrificazione. La produzione di grandi quantità di elettricità richiedeva combustibili economici e facilmente reperibili. Il carbone rispondeva a queste esigenze e le prime centrali elettriche (costruite alla fine del XIX secolo dallo stesso Edison) funzionavano a carbone.

Man mano che nel paese venivano costruite sempre più stazioni, la dipendenza dal carbone aumentava. Dalla prima guerra mondiale, circa la metà della produzione annuale di elettricità degli Stati Uniti proviene da centrali elettriche a carbone. Nel 1986, la capacità totale installata di tali centrali era di 289.000 MW e consumavano il 75% della quantità totale (900 milioni di tonnellate) di carbone estratto nel paese. Date le incertezze esistenti riguardo alle prospettive di sviluppo dell'energia nucleare e alla crescita della produzione di petrolio e gas naturale, si può presumere che entro la fine del secolo le centrali termoelettriche a carbone produrranno fino al 70% di tutta l'energia elettrica generato nel paese.

Tuttavia, nonostante il carbone sia stato a lungo e sarà per molti anni la principale fonte di energia elettrica (negli Stati Uniti rappresenta circa l'80% delle riserve di tutti i tipi di combustibili naturali), non è mai stato la fonte ottimale combustibile per centrali elettriche. Il contenuto energetico specifico per unità di peso (cioè il potere calorifico) del carbone è inferiore a quello del petrolio o del gas naturale. È più difficile da trasportare e, inoltre, la combustione del carbone provoca una serie di conseguenze ambientali indesiderabili, in particolare le piogge acide. Dalla fine degli anni '60, l'attrattiva delle centrali elettriche a carbone è drasticamente diminuita a causa dell'inasprimento dei requisiti per l'inquinamento ambientale con emissioni gassose e solide sotto forma di ceneri e scorie. I costi per la soluzione di questi problemi ambientali, insieme ai crescenti costi di costruzione di impianti complessi come le centrali termiche, hanno reso le loro prospettive di sviluppo meno favorevoli da un punto di vista prettamente economico.

Tuttavia, se la base tecnologica delle centrali termoelettriche a carbone viene modificata, la loro precedente attrattiva può essere ripristinata. Alcuni di questi cambiamenti sono di natura evolutiva e mirano principalmente ad aumentare la capacità degli impianti esistenti. Allo stesso tempo, si stanno sviluppando processi completamente nuovi di combustione del carbone senza sprechi, cioè con un danno minimo per l'ambiente. L'introduzione di nuovi processi tecnologici è finalizzata a garantire che le future centrali termoelettriche a carbone possano essere efficacemente controllate per il grado di inquinamento ambientale, avere flessibilità in termini di possibilità di utilizzo di varie tipologie di carbone e non richiedano lunghi tempi di realizzazione.

Per apprezzare l'importanza dei progressi nella tecnologia di combustione del carbone, si consideri brevemente il funzionamento di una centrale termoelettrica convenzionale a carbone. Il carbone viene bruciato nella fornace di una caldaia a vapore, che è un'enorme camera con tubi all'interno, in cui l'acqua si trasforma in vapore. Prima di essere immesso nella fornace, il carbone viene frantumato in polvere, grazie alla quale si ottiene quasi la stessa completezza di combustione di quando si bruciano gas infiammabili. Una grande caldaia a vapore consuma in media 500 tonnellate di carbone polverizzato all'ora e genera 2,9 milioni di kg di vapore, sufficienti per generare 1 milione di kWh di elettricità. Contemporaneamente la caldaia emette nell'atmosfera circa 100.000 m3 di gas.
Il vapore generato passa attraverso un surriscaldatore, dove la sua temperatura e pressione vengono aumentate, e quindi entra in una turbina ad alta pressione. L'energia meccanica della rotazione della turbina viene convertita da un generatore elettrico in energia elettrica. Al fine di ottenere una maggiore efficienza di conversione dell'energia, il vapore dalla turbina viene solitamente restituito alla caldaia per il postriscaldamento e quindi aziona una o due turbine a bassa pressione prima di essere condensato per raffreddamento; la condensa viene restituita al ciclo della caldaia.

Le apparecchiature delle centrali termiche includono meccanismi di alimentazione del combustibile, caldaie, turbine, generatori, nonché complessi sistemi di raffreddamento, pulizia dei fumi e rimozione della cenere. Tutti questi sistemi primari e secondari sono progettati per funzionare in modo affidabile per 40 anni o più a carichi che possono variare dal 20% della capacità installata dell'impianto al massimo. Il costo del capitale delle apparecchiature per una tipica centrale termica da 1.000 MW è in genere superiore a $ 1 miliardo.

L'efficienza con cui il calore rilasciato dalla combustione del carbone può essere convertito in elettricità era solo del 5% prima del 1900, ma nel 1967 aveva raggiunto il 40%. In altre parole, in un periodo di circa 70 anni, il consumo specifico di carbone per unità di elettricità prodotta è diminuito di otto volte. Di conseguenza, anche il costo di 1 kW di potenza installata delle centrali termiche è diminuito: se nel 1920 era di $ 350 (ai prezzi del 1967), poi nel 1967 è sceso a $ 130. Nello stesso periodo è diminuito anche il prezzo dell'energia elettrica fornita da 25 cent a 2 cent per kWh.

Tuttavia, a partire dagli anni '60, il ritmo del progresso iniziò a diminuire. Questa tendenza, a quanto pare, è spiegata dal fatto che le centrali termiche tradizionali hanno raggiunto il limite della loro perfezione, determinata dalle leggi della termodinamica e dalle proprietà dei materiali con cui sono realizzate caldaie e turbine. Dall'inizio degli anni '70, questi fattori tecnici sono stati esacerbati da nuove ragioni economiche e organizzative. In particolare, le spese in conto capitale sono nettamente aumentate, il tasso di crescita della domanda di energia elettrica è rallentato, i requisiti per la protezione dell'ambiente dalle emissioni nocive sono diventati più stringenti e i tempi per l'attuazione dei progetti di costruzione di centrali elettriche sono stati allungati. Di conseguenza, il costo della produzione di elettricità dal carbone, che ha avuto una tendenza al ribasso a lungo termine, è aumentato notevolmente. Infatti, 1 kW di elettricità generata da nuove centrali termiche costa ora più che nel 1920 (a prezzi comparabili).

Negli ultimi 20 anni, il costo delle centrali elettriche a carbone è stato maggiormente influenzato da requisiti più severi per la rimozione di gas,
rifiuti liquidi e solidi. I sistemi di pulizia del gas e trattamento delle ceneri nelle moderne centrali termiche rappresentano ora il 40% dei costi di capitale e il 35% dei costi operativi. Da un punto di vista tecnico ed economico, l'elemento più significativo di un sistema di controllo delle emissioni è un impianto di desolforazione dei fumi, spesso indicato come sistema di raccolta delle polveri a umido (scrubber). Un collettore di polveri ad umido (scrubber) intrappola gli ossidi di zolfo, che sono i principali inquinanti formati durante la combustione del carbone.

L'idea della raccolta della polvere umida è semplice, ma in pratica risulta difficile e costosa. Una sostanza alcalina, generalmente calce o calcare, viene miscelata con acqua e la soluzione viene spruzzata nel flusso dei fumi. Gli ossidi di zolfo contenuti nei fumi vengono assorbiti dalle particelle alcaline e precipitano dalla soluzione sotto forma di solfito inerte o solfato di calcio (gesso). Il gesso può essere facilmente rimosso o, se sufficientemente pulito, commercializzato come materiale da costruzione. In sistemi di lavaggio più complessi e costosi, i fanghi di gesso possono essere convertiti in acido solforico o zolfo elementare, che sono prodotti chimici più preziosi. Dal 1978 l'installazione di scrubber è obbligatoria in tutte le centrali termoelettriche a carbone polverizzato in costruzione. Di conseguenza, l'industria energetica statunitense ha ora più unità di lavaggio rispetto al resto del mondo.
Il costo di un sistema di scrubber nei nuovi impianti è solitamente di $ 150-200 per 1 kW di capacità installata. L'installazione di scrubber negli impianti esistenti, originariamente progettati senza la pulizia a gas umido, è del 10-40% più costosa rispetto ai nuovi impianti. I costi di gestione degli scrubber sono piuttosto elevati sia che vengano installati in impianti vecchi che nuovi. Gli scrubber generano un'enorme quantità di fanghi di gesso, che devono essere conservati in bacini di sedimentazione o scaricati, il che crea un nuovo problema ambientale. Ad esempio, una centrale termica da 1000 MW funzionante a carbone contenente il 3% di zolfo produce così tanti fanghi all'anno da poter coprire un'area di 1 km2 con uno strato di circa 1 m di spessore.
Inoltre, i sistemi di pulizia del gas umido consumano molta acqua (in un impianto da 1000 MW, il consumo di acqua è di circa 3800 l / min) e le loro attrezzature e condutture sono spesso soggette a intasamento e corrosione. Questi fattori aumentano i costi operativi e riducono l'affidabilità complessiva del sistema. Negli impianti scrubber, infine, dal 3 all'8% dell'energia generata dalla centrale viene consumata per l'azionamento di pompe ed aspiratori fumi e per il riscaldamento dei fumi dopo la depurazione dei gas, necessaria per prevenire la formazione di condensa e corrosione nei camini.
L'adozione diffusa di scrubber nell'industria energetica americana non è stata semplice o economica. Le prime installazioni di scrubber erano significativamente meno affidabili rispetto al resto delle apparecchiature della stazione, pertanto i componenti dei sistemi di scrubber erano progettati con un ampio margine di sicurezza e affidabilità. Alcune delle difficoltà associate all'installazione e al funzionamento degli scrubber possono essere attribuite al fatto che l'applicazione industriale della tecnologia degli scrubber è stata avviata prematuramente. Solo ora, dopo 25 anni di esperienza, l'affidabilità degli impianti di lavaggio ha raggiunto un livello accettabile.
Il costo delle centrali a carbone è aumentato, non solo a causa della presenza obbligatoria di sistemi di controllo delle emissioni, ma anche perché il costo di costruzione stesso è salito alle stelle. Anche tenendo conto dell'inflazione, il costo unitario della capacità installata delle centrali termoelettriche a carbone è oggi tre volte superiore a quello del 1970. Negli ultimi 15 anni le "economie di scala", cioè i benefici della costruzione di grandi centrali, sono state compensate da un significativo aumento dei costi di costruzione... Questo aumento del prezzo riflette in parte l'alto costo del finanziamento di progetti di costruzione di capitali a lungo termine.

L'impatto del ritardo nell'attuazione del progetto può essere visto nell'esempio delle compagnie energetiche giapponesi. Le aziende giapponesi sono solitamente più agili delle loro controparti americane nell'affrontare i problemi organizzativi, tecnici e finanziari che spesso ritardano la messa in servizio di grandi progetti di costruzione. In Giappone, una centrale elettrica può essere costruita e messa in servizio in 30-40 mesi, mentre negli Stati Uniti un impianto della stessa capacità richiede solitamente 50-60 mesi. Con tempi di realizzazione del progetto così lunghi, il costo di un nuovo impianto in costruzione (e, quindi, il costo del capitale congelato) è paragonabile al capitale fisso di molte società energetiche statunitensi.

Pertanto, le società energetiche stanno cercando modi per ridurre i costi di costruzione di nuovi impianti di generazione di energia, in particolare utilizzando unità modulari di capacità inferiore, che possono essere rapidamente trasportate e installate in un impianto esistente per soddisfare la crescente domanda. Questi impianti possono essere messi in linea in un lasso di tempo più breve e quindi si ammortizzano più velocemente, anche se il ROI rimane costante. L'installazione di nuovi moduli solo quando è richiesto un aumento della capacità del sistema può comportare risparmi netti fino a $ 200 per kW, sebbene le economie di scala si perdano con unità più piccole.
In alternativa alla costruzione di nuovi impianti di generazione di energia, i servizi pubblici hanno anche praticato il retrofit di vecchie centrali elettriche esistenti per migliorarne le prestazioni e prolungarne la durata. Questa strategia richiede naturalmente meno spese in conto capitale rispetto alla costruzione di nuove stazioni. Questa tendenza è giustificata anche perché le centrali costruite circa 30 anni fa non sono ancora moralmente obsolete. In alcuni casi funzionano anche con maggiore efficienza, non essendo dotati di scrubber. Le vecchie centrali elettriche stanno guadagnando una quota crescente nel settore energetico del Paese. Nel 1970, solo 20 impianti di generazione di elettricità negli Stati Uniti avevano più di 30 anni. Entro la fine del secolo, 30 anni sarà l'età media delle centrali termoelettriche a carbone.

Le utility sono anche alla ricerca di modi per ridurre i costi di esercizio degli impianti. Per prevenire perdite di energia, è necessario fornire un avviso tempestivo del deterioramento delle prestazioni delle aree più importanti della struttura. Pertanto, il monitoraggio continuo dello stato di componenti e sistemi sta diventando una parte importante del servizio operativo. Tale monitoraggio continuo dei processi naturali di usura, corrosione ed erosione consente agli operatori degli impianti di adottare misure tempestive e prevenire guasti di emergenza delle centrali elettriche. L'importanza di tali misure può essere correttamente valutata se si considera, ad esempio, che la chiusura forzata di un impianto a carbone da 1000 MW potrebbe portare alla società energetica perdite di 1 milione di dollari al giorno, principalmente perché l'energia non dichiarata deve essere compensata fornendo elettricità da fonti più costose.

L'aumento dei costi unitari di trasporto e lavorazione del carbone e di rimozione delle ceneri ha reso la qualità del carbone (determinata da umidità, zolfo e altri minerali) un fattore importante nel determinare le prestazioni e l'economia delle centrali termiche. Sebbene il carbone di bassa qualità possa costare meno del carbone di alta qualità, il suo consumo per la produzione della stessa quantità di elettricità è molto più elevato. Il costo del trasporto di più carbone di bassa qualità può compensare il vantaggio del suo prezzo più basso. Inoltre, il carbone di bassa qualità di solito genera più rifiuti rispetto al carbone di alta qualità e quindi richiede costi di rimozione delle ceneri elevati. Infine, la composizione dei carboni di bassa qualità è soggetta a grandi fluttuazioni, il che rende difficile "sintonizzare" il sistema di alimentazione della stazione per lavorare con la massima efficienza possibile; in questo caso, il sistema deve essere regolato in modo che possa funzionare al peggior grado previsto.
Nelle centrali esistenti, la qualità del carbone può essere migliorata o almeno stabilizzata rimuovendo alcune impurità, come i minerali contenenti zolfo, prima della combustione. Negli impianti di trattamento, il carbone "sporco" frantumato viene separato dalle impurità in molti modi, sfruttando le differenze di peso specifico o altre caratteristiche fisiche del carbone e delle impurità.

Nonostante questi sforzi per migliorare le prestazioni delle centrali elettriche a carbone esistenti, entro la fine del secolo dovranno essere operativi altri 150.000 MW di potenza negli Stati Uniti se la domanda di elettricità crescerà al tasso previsto del 2,3% all'anno . Per mantenere il carbone competitivo nel mercato dell'energia in continua espansione, le utility dovranno adottare nuovi metodi innovativi di combustione del carbone che sono più efficienti di quelli tradizionali sotto tre aspetti chiave: meno inquinamento, meno tempo per costruire centrali elettriche e migliori prestazioni e prestazioni . ...

BRUCIARE CARBONE IN UNO STRATO LIQUIDO riduce la necessità di impianti ausiliari di trattamento delle emissioni dalla centrale elettrica. Un letto fluido di una miscela di carbone e calcare viene creato nel forno della caldaia da un flusso d'aria, in cui le particelle solide sono mescolate e sono in sospensione, cioè si comportano allo stesso modo di un liquido bollente. La miscelazione turbolenta assicura la combustione completa del carbone; in questo caso le particelle di calcare reagiscono con gli ossidi di zolfo e intrappolano circa il 90% di questi ossidi. Poiché il riscaldamento grossolano della caldaia è direttamente a contatto con il letto fluido di combustibile, la generazione di vapore è più efficiente rispetto alle tradizionali caldaie a vapore a carbone. Inoltre, la temperatura del carbone ardente nel letto fluido è più bassa, il che impedisce lo scioglimento delle scorie della caldaia e riduce la formazione di ossidi di azoto.

La GASSIFICAZIONE DEL CARBONE può essere effettuata riscaldando una miscela di carbone e acqua in atmosfera di ossigeno. Il prodotto del processo è un gas costituito principalmente da monossido di carbonio e idrogeno. Il gas, una volta raffreddato, dissaldato e liberato dallo zolfo, può essere utilizzato come combustibile per turbine a gas e quindi per produrre vapore per una turbina a vapore (ciclo combinato). L'impianto a ciclo combinato emette meno inquinanti in atmosfera rispetto a un convenzionale impianto termico a carbone.

Attualmente sono in fase di sviluppo più di una dozzina di metodi di combustione del carbone con maggiore efficienza e minori danni all'ambiente. I più promettenti tra questi sono la combustione a letto fluido e la gassificazione del carbone. La combustione secondo il primo metodo viene effettuata nel forno di una caldaia a vapore, che è disposto in modo tale che il carbone frantumato mescolato con particelle di calcare sia mantenuto sopra la griglia del forno in uno stato sospeso ("pseudo-liquefatto") da un potente flusso d'aria ascendente. Le particelle sospese si comportano essenzialmente allo stesso modo di un liquido bollente, cioè sono in movimento turbolento, il che garantisce un'elevata efficienza del processo di combustione. I tubi dell'acqua di una tale caldaia sono a diretto contatto con il "letto fluido" del combustibile in combustione, per cui una grande proporzione di calore viene trasferita dalla conduttività termica, che è molto più efficiente del trasferimento di calore radiativo e convettivo in un caldaia a vapore convenzionale.

Una caldaia con focolare, in cui il carbone viene cotto in un letto fluido, ha un'area più ampia di superfici dei tubi di trasferimento del calore rispetto a una caldaia convenzionale che funziona con carbone polverizzato, che consente di ridurre la temperatura nel forno e quindi ridurre la formazione di ossidi di azoto. (Se la temperatura in una caldaia convenzionale può essere superiore a 1650 ° C, quindi in una caldaia con combustione in un letto fluido è nell'intervallo 780-870 ° C.) Inoltre, il calcare mescolato con il carbone si lega al 90 o più percento dello zolfo rilasciato dal carbone durante la combustione, poiché la temperatura di esercizio più bassa favorisce la reazione tra zolfo e calcare per formare solfito o solfato di calcio. Pertanto, le sostanze dannose per l'ambiente, formate durante la combustione del carbone, vengono neutralizzate nel luogo di formazione, ad es. nel forno.
Inoltre, una caldaia a letto fluido è meno sensibile alle fluttuazioni della qualità del carbone in termini di progettazione e principio di funzionamento. Nel forno di una convenzionale caldaia a carbone polverizzato si forma un'enorme quantità di scoria fusa, che spesso ostruisce le superfici di trasferimento del calore e riduce quindi l'efficienza e l'affidabilità della caldaia. In una caldaia a letto fluido, il carbone viene bruciato a una temperatura inferiore al punto di fusione della scoria, e quindi non si pone nemmeno il problema dell'intasamento delle superfici riscaldanti con la scoria. Tali caldaie possono funzionare con carbone di qualità inferiore, che in alcuni casi può ridurre significativamente i costi operativi.
Il metodo di combustione a letto fluido è facilmente implementabile in caldaie modulari a bassa emissione di vapore. Secondo alcune stime, l'investimento in una centrale termica con caldaie compatte funzionanti secondo il principio del letto fluido potrebbe essere inferiore del 10-20% rispetto all'investimento in una centrale termica tradizionale di pari potenza. Il risparmio si ottiene riducendo i tempi di costruzione. Inoltre, la capacità di tale stazione può essere facilmente aumentata con un aumento del carico elettrico, il che è importante per quei casi in cui la sua crescita futura non è nota in anticipo. Anche il problema della progettazione è semplificato, poiché tali unità compatte possono essere rapidamente assemblate non appena si presenta la necessità di aumentare la produzione di energia.
Le caldaie a letto fluido possono anche essere incorporate nelle centrali elettriche esistenti quando la capacità di generazione deve essere aumentata rapidamente. Ad esempio, la società energetica Northern States Power ha convertito una delle caldaie a carbone polverizzato della stazione in pz. Minnesota in una caldaia a letto fluido. La modifica è stata effettuata al fine di aumentare la potenza della centrale del 40%, ridurre i requisiti per la qualità del combustibile (la caldaia può funzionare anche sui rifiuti locali), una pulizia più accurata delle emissioni e allungare la vita utile del stazione fino a 40 anni.
Negli ultimi 15 anni la tecnologia utilizzata nelle centrali termiche dotate esclusivamente di caldaie a letto fluido si è espansa da piccoli impianti pilota e pilota a grandi impianti “dimostrativi”. Un tale impianto con una capacità totale di 160 MW è stato costruito congiuntamente da Tennessee Valley Authority, Duke Power e Commonwealth of Kentucky; Colorado-Ute Electric Association, Inc. commissionato un gruppo elettrogeno da 110 MW con caldaie a letto fluido. Se questi due progetti andranno a buon fine, e quello di Northern States Power, una joint venture del settore privato con un capitale combinato di circa 400 milioni di dollari, il rischio economico associato all'utilizzo delle caldaie a letto fluido nel settore energetico sarà notevolmente ridotto.
Un altro metodo, che però esisteva già in forma più semplice a metà del XIX secolo, è la gassificazione del carbone per produrre gas "puramente bruciante". Tale gas è adatto per l'illuminazione e il riscaldamento ed è stato ampiamente utilizzato negli Stati Uniti fino alla seconda guerra mondiale, quando è stato sostituito dal gas naturale.
Inizialmente, la gassificazione del carbone ha attirato l'attenzione delle compagnie energetiche, che speravano di utilizzare questo metodo per ottenere un combustibile che brucia senza sprechi e quindi elimina lo scrubbing. Ora è diventato evidente che la gassificazione del carbone ha un vantaggio ancora più importante: i prodotti di combustione caldi del gas del generatore possono essere utilizzati direttamente per azionare le turbine a gas. A sua volta, il calore di scarto dei prodotti di combustione dopo la turbina a gas può essere utilizzato per ottenere vapore per azionare una turbina a vapore. Questo uso combinato di turbine a gas ea vapore, chiamato ciclo combinato, è oggi uno dei modi più efficienti per generare energia elettrica.
Il gas ottenuto dalla gassificazione del carbone e liberato da zolfo e particolato è un ottimo combustibile per turbine a gas e, come il gas naturale, brucia quasi senza sprechi. L'elevata efficienza del ciclo combinato compensa le inevitabili perdite legate alla conversione del carbone in gas. Inoltre, l'impianto a ciclo combinato consuma molta meno acqua, in quanto i due terzi della capacità sono sviluppati da una turbina a gas, che non necessita di acqua, a differenza di una turbina a vapore.
La fattibilità delle centrali elettriche a ciclo combinato di gassificazione del carbone è stata dimostrata dall'impianto Edison Cool Water della California meridionale. Questa centrale con una capacità di circa 100 MW è stata messa in funzione nel maggio 1984. Può funzionare con diversi tipi di carbone. Le emissioni della stazione non sono diverse da quelle della vicina stazione di gas naturale in termini di purezza. Gli ossidi di zolfo nei fumi sono mantenuti ben al di sotto del target da un sistema ausiliario di recupero dello zolfo che rimuove quasi tutto lo zolfo nel combustibile di alimentazione e produce zolfo puro per scopi industriali. La formazione di ossidi di azoto è impedita dall'aggiunta di acqua al gas prima della combustione, che abbassa la temperatura di combustione del gas. Inoltre, il carbone incombusto rimanente nel gassificatore viene rifuso e convertito in un materiale vetroso inerte che, dopo il raffreddamento, soddisfa i requisiti dei rifiuti solidi della California.
Oltre alla maggiore efficienza e al minor inquinamento ambientale, gli impianti a ciclo combinato hanno un altro vantaggio: possono essere realizzati in più fasi, in modo da aumentare la potenza installata a blocchi. Questa flessibilità nella costruzione riduce il rischio di sovra o sotto investimento associato all'incertezza della crescita della domanda di energia elettrica. Ad esempio, il primo stadio della capacità installata può funzionare su turbine a gas e utilizzare petrolio o gas naturale invece del carbone come combustibile, se i prezzi attuali di questi prodotti sono bassi. Quindi, con l'aumentare della domanda di elettricità, vengono inoltre messe in funzione una caldaia per il calore di scarto e una turbina a vapore, che aumenteranno non solo la capacità, ma anche l'efficienza della stazione. Successivamente, quando la domanda di energia elettrica aumenterà nuovamente, sarà possibile costruire un'unità di gassificazione del carbone presso la stazione.
Il ruolo delle centrali termoelettriche a carbone è un argomento chiave quando si tratta di preservare le risorse naturali, proteggere l'ambiente e le modalità di sviluppo dell'economia. Questi aspetti del problema in questione non sono necessariamente in conflitto. L'esperienza nell'utilizzo di nuovi processi tecnologici di combustione del carbone mostra che possono risolvere con successo e contemporaneamente problemi di protezione ambientale e ridurre il costo dell'elettricità. Questo principio è stato preso in considerazione in un rapporto congiunto USA-Canada sulle piogge acide pubblicato lo scorso anno. Guidato dalle proposte contenute nel rapporto, il Congresso degli Stati Uniti sta attualmente valutando la creazione di un'iniziativa nazionale generale per dimostrare e utilizzare processi di combustione del carbone "puliti". L'iniziativa, che combinerà capitale privato con investimenti federali, mira a commercializzare nuovi processi di combustione del carbone negli anni '90, comprese le caldaie a letto fluido ei generatori di gas. Tuttavia, anche con l'uso diffuso di nuovi processi di combustione del carbone nel prossimo futuro, la crescente domanda di elettricità non può essere soddisfatta senza tutta una serie di misure coordinate per conservare l'elettricità, regolarne il consumo e aumentare la produttività delle centrali termiche esistenti che funzionano a principi tradizionali. È probabile che le questioni economiche e ambientali che sono costantemente all'ordine del giorno portino a sviluppi tecnologici completamente nuovi che sono fondamentalmente diversi da quelli qui descritti. In futuro, le centrali termoelettriche a carbone possono trasformarsi in imprese complesse per la lavorazione delle risorse naturali. Tali imprese elaboreranno combustibili locali e altre risorse naturali e produrranno elettricità, calore e vari prodotti, tenendo conto delle esigenze dell'economia locale. Oltre alle caldaie a letto fluido e agli impianti di gassificazione del carbone, tali impianti saranno dotati di diagnostica tecnica elettronica e sistemi di controllo automatizzati e, inoltre, sarà utile utilizzare la maggior parte dei sottoprodotti della combustione del carbone.

Pertanto, le opportunità per migliorare i fattori economici e ambientali della produzione di elettricità a base di carbone sono molto ampie. Il tempestivo utilizzo di queste opportunità dipende, tuttavia, dalla capacità del governo di attuare politiche energetiche e ambientali equilibrate che creino i necessari incentivi per il settore elettrico. È necessario adottare misure per garantire che i nuovi processi di combustione del carbone siano sviluppati e implementati razionalmente, in collaborazione con le società energetiche, e non come è stato con l'introduzione della pulizia dei gas di lavaggio. Tutto questo può essere ottenuto se i costi ei rischi sono ridotti al minimo attraverso un'attenta progettazione, test e miglioramento di piccoli impianti pilota, seguiti da un'industrializzazione diffusa dei sistemi sviluppati.

Le centrali termiche forniscono alle persone quasi tutta l'energia di cui hanno bisogno sul pianeta. Le persone hanno imparato a ricevere l'elettricità in altri modi, ma ancora non accettano alternative. Non è redditizio per loro usare il carburante, non lo rifiutano.

Qual è il segreto delle centrali termiche?

Centrali termiche non è un caso che restino insostituibili. La loro turbina genera energia nel modo più semplice, utilizzando la combustione. A causa di ciò, è possibile ridurre al minimo i costi di costruzione, che sono considerati pienamente giustificati. Ci sono tali oggetti in tutti i paesi del mondo, quindi non c'è da stupirsi della loro distribuzione.

Il principio di funzionamento delle centrali termiche costruito sulla combustione di enormi quantità di carburante. Di conseguenza, appare l'elettricità, che viene prima accumulata e poi distribuita in determinate regioni. Gli schemi delle centrali termiche rimangono pressoché costanti.

Che tipo di carburante utilizza la stazione?

Ogni stazione utilizza un carburante separato. Viene spedito appositamente in modo che il tuo flusso di lavoro non venga interrotto. Questo momento rimane uno di quelli problematici, come appaiono i costi di trasporto. Che tipo di attrezzatura utilizza?

• Carbone;
• Scisto bituminoso;
• Torba;
• Carburante;
• Gas naturale.

I circuiti termici delle centrali termiche si basano su un certo tipo di combustibile. Inoltre, vengono apportate piccole modifiche agli stessi, garantendo la massima efficienza. Se non vengono fatti, il consumo principale sarà eccessivo, quindi la corrente elettrica risultante non giustificherà.

Tipi di centrali termiche

I tipi di centrali termiche sono una questione importante. La risposta ti dirà come appare l'energia necessaria. Oggi si stanno gradualmente apportando seri cambiamenti, dove la fonte principale saranno i tipi alternativi, ma finora il loro uso rimane inappropriato.

1. Condensazione (IES);
2. Centrale termoelettrica combinata (CHP);
3. Centrali regionali statali (GRES).

La centrale elettrica TPP richiederà una descrizione dettagliata. Le opinioni sono diverse, quindi solo la considerazione spiegherà perché viene eseguita la costruzione di questa scala.

Condensazione (IES)

Le tipologie di centrali termiche iniziano con quelle a condensazione. Tali impianti di cogenerazione sono utilizzati esclusivamente per la produzione di elettricità. Molto spesso, si accumula senza diffondersi immediatamente. Il metodo della condensazione fornisce la massima efficienza, pertanto tali principi sono considerati ottimali. Oggi, in tutti i paesi, si distinguono strutture separate su larga scala, che forniscono vaste regioni.

Gli impianti nucleari stanno gradualmente sostituendo i combustibili tradizionali. Solo la sostituzione rimane un processo costoso e dispendioso in termini di tempo, poiché il funzionamento dei combustibili fossili differisce dagli altri metodi. Inoltre, l'arresto di qualsiasi stazione è impossibile, perché in tali situazioni intere regioni rimangono senza elettricità preziosa.

Centrale termoelettrica combinata (CHP)

Gli impianti di cogenerazione vengono utilizzati per diversi scopi contemporaneamente. Sono utilizzati principalmente per generare elettricità preziosa, ma anche la combustione di carburante rimane utile per generare calore. Di conseguenza, le centrali di cogenerazione continuano ad essere applicate nella pratica.

Una caratteristica importante è che questi tipi di centrali termiche sono superiori ad altri con una capacità relativamente piccola. Forniscono aree separate, quindi non c'è bisogno di forniture all'ingrosso. La pratica mostra quanto sia redditizia una tale soluzione grazie alla posa di linee elettriche aggiuntive. Il principio di funzionamento di una moderna centrale termica non è necessario solo a causa dell'ambiente.

Centrali elettriche del distretto statale

Informazioni generali sulle moderne centrali termiche non segnare la centrale elettrica del distretto statale. A poco a poco, rimangono in secondo piano, perdendo la loro rilevanza. Sebbene le centrali elettriche distrettuali di proprietà statale rimangano utili in termini di produzione di energia.

Vari tipi di centrali termiche forniscono supporto a vaste regioni, ma la loro capacità è ancora insufficiente. Durante l'era sovietica furono realizzati progetti su larga scala, che ora vengono chiusi. Il motivo era l'uso improprio del carburante. Sebbene la loro sostituzione rimanga problematica, poiché i vantaggi e gli svantaggi delle moderne centrali termiche si notano principalmente per le grandi quantità di energia.

Quali centrali elettriche sono termiche? Il loro principio si basa sulla combustione del carburante. Rimangono indispensabili, sebbene i calcoli vengano eseguiti attivamente su una sostituzione equivalente. Le centrali termiche continuano a dimostrare i loro vantaggi e svantaggi nella pratica. Per questo motivo, il loro lavoro rimane necessario.

Cos'è una centrale elettrica a carbone? Questa è una tale impresa per la produzione di energia elettrica, dove il carbone (carbone, marrone) è il primo nella catena di conversione dell'energia.

Ricordiamo la catena di conversione dell'energia nelle centrali funzionanti in un ciclo.

Il primo della catena è il carburante, nel nostro caso il carbone. Possiede energia chimica che, una volta bruciata in una caldaia, viene convertita in energia termica dal vapore. L'energia termica può anche essere chiamata potenziale. Inoltre, l'energia potenziale del vapore agli ugelli viene convertita in energia cinetica. Chiameremo velocità dell'energia cinetica. Questa energia cinetica all'uscita degli ugelli della turbina spinge le pale del rotore e fa ruotare l'albero della turbina. È qui che si ottiene l'energia meccanica di rotazione. L'albero della nostra turbina è rigidamente accoppiato all'albero del generatore elettrico. Già in un generatore elettrico, l'energia meccanica di rotazione viene convertita in energia elettrica - elettricità.

La centrale elettrica a carbone presenta sia vantaggi che svantaggi rispetto, ad esempio, a una centrale a gas (non prenderemo in considerazione i moderni CCGT come al solito).

Vantaggi delle centrali elettriche a carbone:

- basso costo del carburante;

- indipendenza comparata dalle forniture di carburante (c'è un grande magazzino di carbone);

- e... questo è tutto.

Svantaggi delle centrali elettriche a carbone:

- bassa manovrabilità - a causa di ulteriori restrizioni sull'uscita di scorie da, se è con rimozione di scorie liquide;

- elevate emissioni rispetto al gas;

- minor efficienza per la fornitura di energia elettrica - questo aggiunge perdite in caldaia e un aumento del proprio fabbisogno elettrico dovuto al sistema di polverizzazione del carbone;

- più che alle stazioni di servizio, i costi sono dovuti al fatto che si aggiungono usura abrasiva e un maggior numero di installazioni ausiliarie.

Da questo piccolo confronto, si può vedere che le centrali elettriche a carbone perdono rispetto a quelle a gas. Tuttavia, il mondo non si rifiuta di costruirli. Ciò è dovuto principalmente al punto di vista economico.

Prendi il nostro paese, per esempio. Abbiamo alcuni punti sulla mappa in cui il carbone viene estratto in grandi quantità. Il più famoso è Kuzbass (bacino carbonifero di Kuznetsk), noto anche come regione di Kemerovo. Ci sono alcune centrali elettriche, le più grandi e, oltre a queste, ce ne sono anche molte più piccole. Tutti funzionano a carbone, ad eccezione di alcune unità di potenza, dove il gas può essere utilizzato come combustibile di riserva. Nella regione di Kemerovo, un numero così elevato di centrali elettriche a carbone è dovuto, ovviamente, al fatto che il carbone viene estratto "vicino". Non c'è praticamente alcuna componente di trasporto nel prezzo del carbone per le centrali elettriche. Inoltre, alcuni proprietari di centrali termiche sono anche proprietari di imprese carbonifere. Sembra chiaro il motivo per cui non vengono costruite stazioni di servizio lì.

Inoltre, le riserve accertate di carbone sono incomparabilmente maggiori delle riserve accertate di gas naturale. Questo vale già per la sicurezza energetica del Paese.

I paesi sviluppati hanno fatto un passo avanti. Il cosiddetto gas sintetico, un analogo artificiale del gas naturale, è prodotto dal carbone. Alcuni si sono già adattati a questo gas, che può funzionare come parte di un'unità CCGT. E qui ci sono già fattori di efficienza (maggiori) ed emissioni nocive (minori) completamente diversi rispetto alle stazioni di carbone e persino alle vecchie stazioni di servizio.

Quindi possiamo concludere che il carbone, come combustibile per la produzione di elettricità, l'umanità utilizzerà sempre.