Problemas y perspectivas de desarrollo energético. Energía térmica Tecnologías avanzadas de energía del carbón

De vuelta atras

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La presentación es un material adicional a las lecciones sobre desarrollo energético. La energía de cualquier país es la base para el desarrollo de las fuerzas productivas, la creación de la base material y técnica de la sociedad. La presentación refleja los problemas y perspectivas de todos los tipos de energía, prometedores (nuevos) tipos de energía, utiliza la experiencia de la pedagogía de los museos, el trabajo de búsqueda independiente de los estudiantes (trabajo con la revista "Japan Today"), el trabajo creativo de los estudiantes (carteles ). La presentación se puede utilizar en lecciones de geografía en los grados 9 y 10, en actividades extracurriculares (clases electivas, cursos electivos), en la celebración de la Semana de Geografía "22 de abril - Día de la Tierra", en lecciones de ecología y biología "Problemas globales de la humanidad". Problema de las materias primas y la energía ”.

En mi trabajo utilicé el método de aprendizaje de problemas, que consistía en crear situaciones problemáticas frente a los alumnos y resolverlas en el proceso de actividades conjuntas de alumnos y profesores. Al mismo tiempo, se tuvo en cuenta la máxima independencia de los alumnos bajo la orientación general de un docente que orienta las actividades de los alumnos.

El aprendizaje basado en problemas permite no solo formar el sistema necesario de conocimientos, habilidades y destrezas entre los estudiantes, para lograr un alto nivel de desarrollo de los escolares, sino que, lo más importante, permite formar un estilo especial de actividad mental, actividad de investigación y independencia de los estudiantes. Al trabajar con esta presentación, se muestra a los estudiantes una dirección real: las actividades de investigación de los escolares.

La industria une a un grupo de industrias dedicadas a la extracción y transporte de combustible, generación y transmisión de energía al consumidor.

Los recursos naturales que se utilizan para la energía son los recursos de combustible, los recursos hídricos, la energía nuclear, así como los tipos alternativos de energía. La ubicación de la mayoría de las industrias depende del desarrollo de la electricidad. Nuestro país tiene enormes reservas de combustible. Recursos energéticos... Rusia fue, es y será una de las principales potencias energéticas del mundo. Y esto no se debe solo a que el país contiene el 12% de las reservas mundiales de carbón, el 13% del petróleo y el 36% de las reservas mundiales de gas natural, que son suficientes para satisfacer plenamente sus propias necesidades y para exportar a los estados vecinos. Rusia se ha convertido en una de las principales potencias energéticas del mundo, principalmente debido a la creación de un potencial único de producción, científico, técnico y de personal del complejo de combustible y energía.

Problema de materia prima

Recursos minerales- la fuente primaria, la base inicial de la civilización humana en casi todas las fases de su desarrollo:

- Minerales combustibles;
- Minerales minerales;
- Minerales no metálicos.

La tasa actual de consumo de energía está creciendo exponencialmente. Incluso si tenemos en cuenta que la tasa de crecimiento del consumo de electricidad disminuirá algo debido a la mejora de las tecnologías de ahorro energético, las reservas de materias primas eléctricas durarán un máximo de 100 años. Sin embargo, la situación se ve agravada por la discrepancia entre la estructura de reservas y el consumo de materias primas orgánicas. Entonces, el 80% de las reservas de combustibles fósiles son carbón y solo el 20% son petróleo y gas, mientras que 8/10 del consumo de energía moderna es petróleo y gas.

En consecuencia, el marco de tiempo se reduce aún más. Sin embargo, solo hoy la humanidad se está deshaciendo de las ideas ideológicas de que son prácticamente infinitas. Los recursos minerales son limitados, prácticamente irreemplazables.

Problema energético.

Hoy en día, la industria energética mundial se basa en fuentes de energía:

- Minerales combustibles;
- Minerales orgánicos combustibles;
- Energía de los ríos. Formas de energía no tradicionales;
- La energía del átomo.

Con la tasa actual de aumento del precio de los recursos combustibles de la Tierra, el problema del uso de fuentes de energía renovables se vuelve cada vez más urgente y caracteriza la independencia energética y económica del estado.

Ventajas y desventajas del TPP.

Ventajas de TPP:

1. El costo de la electricidad en las centrales hidroeléctricas es muy bajo;
2. Los generadores de centrales hidroeléctricas se pueden encender y apagar rápidamente dependiendo del consumo de energía;
3. No hay contaminación del aire.

Desventajas de TPP:

1. La construcción de una central hidroeléctrica puede llevar más tiempo y ser más cara que otras fuentes de energía;
2. Los embalses pueden cubrir grandes áreas;
3. Las presas pueden dañar las pesquerías al bloquear el camino hacia las zonas de desove.

Ventajas y desventajas de las centrales hidroeléctricas.

Ventajas de la central hidroeléctrica:
- Se construyen de forma rápida y económica;
- Trabajan de forma constante;
- Están ubicados en casi todas partes;
- La prevalencia de las centrales térmicas en el sector energético de la Federación de Rusia.

Desventajas de las centrales hidroeléctricas:

- Consume mucho combustible;
- Requiere una parada prolongada durante las reparaciones;
- Se pierde mucho calor en la atmósfera, se emiten muchos gases sólidos y nocivos a la atmósfera;
- Principales contaminantes ambientales.

En la estructura de la generación de electricidad en el mundo, el primer lugar pertenece a las centrales térmicas (TPP): su participación es del 62%.
Una alternativa a los combustibles fósiles y una fuente de energía renovable es la energía hidroeléctrica. Central hidroeléctrica (HPP)- una central eléctrica que utiliza la energía del flujo de agua como fuente de energía. Las centrales hidroeléctricas generalmente se construyen en ríos con presas y embalses. La energía hidroeléctrica es la producción de electricidad mediante el uso de recursos hídricos renovables de ríos, mareas y geotermia. Este uso de recursos hídricos renovables implica la gestión de inundaciones, el fortalecimiento de los lechos de los ríos, la transferencia de recursos hídricos a las zonas afectadas por la sequía, la conservación del flujo de aguas subterráneas.
Sin embargo, también aquí la fuente de energía es bastante limitada. Esto se debe al hecho de que los grandes ríos, por regla general, están lejos de los centros industriales o sus capacidades se utilizan casi por completo. Por lo tanto, la energía hidroeléctrica, que actualmente proporciona alrededor del 10% de la producción energética mundial, no podrá aumentar significativamente esta cifra.

Problemas y perspectivas de las centrales nucleares

En Rusia, la participación de la energía nuclear alcanza el 12%. Las reservas de uranio extraído en Rusia tienen un potencial eléctrico de 15 billones. kWh, esto es tanto como todas nuestras plantas de energía pueden generar en 35 años. Hoy, solo la energía nuclear
capaz de bruscamente y para a corto plazo debilitar el fenómeno del efecto invernadero. La seguridad de las centrales nucleares es un problema urgente. El año 2000 marcó el comienzo de la transición hacia enfoques fundamentalmente nuevos para estandarizar y garantizar la seguridad radiológica de las centrales nucleares.
Durante más de 40 años de desarrollo de la energía nuclear en el mundo, se han construido alrededor de 400 unidades de energía en 26 países del mundo. Las principales ventajas de la energía nuclear son la alta rentabilidad final y la ausencia de emisiones de productos de combustión a la atmósfera; las principales desventajas son el peligro potencial de contaminación radiactiva del medio ambiente por productos de fisión del combustible nuclear en caso de accidente y el problema del reprocesamiento utilizado. combustible nuclear.

No convencional (energía alternativa)

1. Energía solar... Este es el uso de la radiación solar para generar energía de alguna forma. La energía solar utiliza una fuente de energía renovable y puede volverse ecológica en el futuro.

Beneficios de la energía solar:

- Disponibilidad general e inagotable de la fuente;
- En teoría, completamente seguro para el medio ambiente.

Desventajas de la energía solar:

- El flujo de energía solar en la superficie de la Tierra depende en gran medida de la latitud y el clima;
- La planta de energía solar no funciona por la noche y no funciona con la suficiente eficiencia en el crepúsculo matutino y vespertino;
Las células fotovoltaicas contienen sustancias tóxicas, por ejemplo, plomo, cadmio, galio, arsénico, etc., y su producción consume muchas otras sustancias peligrosas.

2. Energía eólica... Esta es una rama de la energía que se especializa en el uso de energía eólica, la energía cinética de las masas de aire en la atmósfera. Dado que la energía eólica es una consecuencia de la actividad del sol, se clasifica como energía renovable.

Perspectivas de la energía eólica.

La energía eólica es una industria en auge, ya que a finales de 2007 la capacidad instalada total de todas las turbinas eólicas era de 94,1 gigavatios, un aumento de cinco veces desde 2000. Los parques eólicos de todo el mundo en 2007 produjeron alrededor de 200 mil millones de kWh, que es aproximadamente el 1,3% del consumo mundial de electricidad. Parque eólico marino Middelgrunden, cerca de Copenhague, Dinamarca. En el momento de la construcción, era el más grande del mundo.

Oportunidades para la implementación de la energía eólica en Rusia. En Rusia, las posibilidades de la energía eólica siguen siendo prácticamente desconocidas hasta la fecha. Una actitud conservadora hacia el desarrollo futuro del complejo de combustible y energía prácticamente impide la introducción efectiva de la energía eólica, especialmente en las regiones del norte de Rusia, así como en la zona de estepa del Distrito Federal Sur, y en particular en la región de Volgogrado. .

3. Ingeniería de energía termonuclear. El sol es un reactor de fusión natural. Una perspectiva aún más interesante, aunque relativamente distante, es el uso de la energía de fusión nuclear. Los reactores de fusión, según cálculos, consumirán menos combustible por unidad de energía, y tanto este combustible en sí (deuterio, litio, helio-3) como los productos de su síntesis son no radiactivos y, por tanto, respetuosos con el medio ambiente.

Perspectivas de la energía termonuclear. Esta área de la energía tiene un gran potencial, actualmente en el marco del proyecto "ITER", en el que participan Europa, China, Rusia, Estados Unidos, Corea del Sur y Japón en Francia, se está construyendo el mayor reactor termonuclear , cuyo propósito es llevar el CTS (Fusión Termonuclear Controlada) a un nuevo nivel. La construcción está programada para completarse en 2010.

4. Biocombustible, biogás. El biocombustible es un combustible a partir de materias primas biológicas, obtenido, por regla general, como resultado del procesamiento de tallos de caña de azúcar o colza, maíz, soja. Se hace una distinción entre biocombustibles líquidos (para motores de combustión interna, por ejemplo, etanol, metanol, biodiésel) y gaseosos (biogás, hidrógeno).

Tipos de biocombustibles:

- Biometanol
- bioetanol
- Biobutanol
- Dimetil éter
- biodiésel
- biogás
- Hidrógeno

Por el momento, los más desarrollados son el biodiésel y el hidrógeno.

5. Energía geotérmica. Escondidas bajo las islas volcánicas de Japón se encuentran enormes cantidades de energía geotérmica, que se puede aprovechar extrayendo agua caliente y vapor. Beneficio: Emite aproximadamente 20 veces menos dióxido de carbono en la producción de electricidad, lo que reduce su impacto en el medio ambiente global.

6. La energía de las olas, reflujo y flujo. En Japón, la fuente de energía más importante son las turbinas de olas, que convierten el movimiento vertical de las olas del océano en la presión del aire que hace girar las turbinas de los generadores eléctricos. Se ha instalado una gran cantidad de boyas de marea en la costa de Japón. Así es como se utiliza la energía del océano para garantizar la seguridad del transporte marítimo.

En teoría, el enorme potencial de la energía solar podría satisfacer todas las necesidades energéticas del mundo. Pero la eficiencia de convertir el calor en electricidad es solo del 10%. Esto limita las posibilidades de la energía solar. También surgen dificultades fundamentales al analizar las posibilidades de crear generadores de alta potencia utilizando energía eólica, reflujo y flujo, energía geotérmica, biogás, combustible vegetal, etc. Todo esto lleva a la conclusión de que las posibilidades de los recursos energéticos considerados "reproducibles" y relativamente respetuosos con el medio ambiente son limitadas, al menos en un futuro relativamente próximo. Aunque el efecto de su uso para resolver problemas particulares individuales de suministro de energía ya puede ser bastante impresionante.

Por supuesto, hay optimismo sobre las posibilidades de la energía termonuclear y otros métodos eficientes de generación de energía, intensamente estudiados por la ciencia, pero a la escala actual de producción de energía. En el desarrollo práctico de estas posibles fuentes, se necesitarán varias décadas debido a la alta intensidad de capital y la correspondiente inercia en la implementación de proyectos.

Trabajo de investigación de los estudiantes:

1. Informe especial "Energía verde" para el futuro: “Japón es el líder mundial en generación de energía solar. El 90% de la energía solar producida en Japón proviene de paneles solares en hogares convencionales. El gobierno japonés ha establecido un objetivo para 2010 de generar aproximadamente 4,8 millones de kWh de energía a partir de paneles solares. Generación de energía a partir de biomasa en Japón. El gas metano se emite a partir de los desechos de la cocina. El motor funciona con este gas, que genera electricidad y también crea condiciones favorables para la protección del medio ambiente.

Sistemas modernos de calor y energía empresas industriales constan de tres partes, de cuya eficiencia de interacción dependen el volumen y la eficiencia del consumo de combustible y los recursos energéticos. Estas partes son:

fuentes de recursos energéticos, es decir empresas que producen los tipos de recursos energéticos necesarios;

sistemas de transporte y distribución de recursos energéticos entre consumidores. La mayoría de las veces se trata de redes eléctricas y de calefacción; consumidores de recursos energéticos.

Cada uno de los participantes en el sistema productor - consumidor de recursos energéticos tiene su propio equipamiento y se caracteriza por ciertos indicadores de eficiencia energética y termodinámica. En este caso, a menudo surge una situación en la que los indicadores de alta eficiencia de algunos de los participantes en el sistema son nivelados por otros, de modo que la eficiencia total del sistema de calefacción y energía resulta ser baja. La más difícil es la etapa de consumo de recursos energéticos.

El nivel de uso de combustibles y recursos energéticos en la industria nacional deja mucho que desear. Una encuesta de empresas de la industria petroquímica mostró que el consumo real de recursos energéticos supera el teóricamente requerido en aproximadamente 1,7-2,6 veces, es decir, El uso específico de los recursos energéticos representa aproximadamente el 43% de los costos reales de las tecnologías de producción. Esta situación se observa en las empresas de las industrias química, cauchera, alimentaria e industrial, donde los recursos secundarios térmicos se utilizan de manera insuficiente o ineficaz.

Los flujos de calor de líquidos que no se utilizan en la ingeniería térmica industrial y los sistemas de energía térmica de una empresa son principalmente (t< 90 0 С) и газов (t< 150 0 С) (см. табл. 1.8).

En la actualidad, se conocen diseños bastante efectivos que permiten utilizar el calor de tales parámetros directamente en una instalación industrial. En relación con el aumento de los precios de los recursos energéticos, crece el interés en los mismos, se está instalando la producción de intercambiadores de calor y la utilización de transformadores térmicos, lo que permite esperar una mejora en el futuro cercano con el uso de dichas FER en la industria. .

Como muestran los cálculos de la eficiencia de las medidas de ahorro de energía, cada unidad de energía térmica (1 J, 1 kcal) da un ahorro equivalente de combustible natural cinco veces mayor. En aquellos casos en los que fue posible encontrar las soluciones más exitosas, el ahorro en combustible natural se multiplicó por diez.

La razón principal de esto es la ausencia de etapas intermedias de producción, enriquecimiento, transformación, transporte de recursos energéticos combustibles para garantizar la cantidad de recursos energéticos ahorrados. Las inversiones de capital en medidas de ahorro de energía son 2-3 veces menores de lo requerido inversiones de capital en las industrias extractivas y afines para obtener una cantidad equivalente de combustible fósil.

En el marco del enfoque tradicionalmente establecido, los sistemas de calor y energía de los grandes consumidores industriales se consideran de la única manera: como una fuente de recursos energéticos de la calidad requerida en la cantidad correcta de acuerdo con los requisitos de las regulaciones tecnológicas. El modo de funcionamiento de los sistemas de calefacción y energía está sujeto a las condiciones dictadas por el consumidor. Este enfoque generalmente conduce a errores de cálculo en la selección del equipo y la aceptación de soluciones efectivas sobre la organización de la ingeniería térmica y los sistemas de energía térmica, es decir, a un gasto excesivo latente u obvio de combustibles y recursos energéticos, lo que naturalmente afecta el costo de producción.

En particular, una influencia bastante fuerte en indicadores generales la eficiencia del consumo de energía de las empresas industriales está influenciada por la estacionalidad. En el período estival suele haber un suministro excesivo de tecnología de calor VER y al mismo tiempo hay problemas asociados con un volumen y calidad insuficientes de los portadores de calor de refrigeración debido a un aumento de la temperatura del agua en circulación. En el período de bajas temperaturas del aire exterior, por el contrario, hay un gasto excesivo de energía térmica asociado con un aumento en la proporción de pérdidas de calor a través de las vallas exteriores, que es muy difícil de detectar.

Por lo tanto, los sistemas modernos de calor y energía deben desarrollarse o modernizarse en una relación orgánica con la tecnología de calor industrial, teniendo en cuenta los horarios y modos de funcionamiento de ambas unidades: consumidores de ER y unidades, que, a su vez, son fuentes de RES. . Las principales tareas de la ingeniería termoeléctrica industrial son:

asegurar el equilibrio de los recursos energéticos de los parámetros requeridos en cualquier intervalo de tiempo para el funcionamiento confiable y económico de las unidades individuales y la asociación de producción en su conjunto; elección óptima de portadores de energía en términos de parámetros termofísicos y termodinámicos;

determinación de la nomenclatura y modos de operación de las fuentes de reserva y acumulación de recursos energéticos, así como consumidores alternativos de recursos energéticos durante el período de su exceso de oferta; identificación de reservas para el crecimiento de la eficiencia energética de la producción al nivel actual de desarrollo técnico y en un futuro lejano.

En el futuro, los TPPs PP aparecerán como un complejo complejo tecnológico-energético, en el que los flujos energéticos y tecnológicos están estrechamente interconectados. Al mismo tiempo, los consumidores de combustibles y recursos energéticos pueden ser fuentes de energía secundaria para instalaciones tecnológicas de una determinada producción, un consumidor externo o instalaciones de aprovechamiento energético que generan otro tipo de recursos energéticos.

Consumo de calor específico para la salida del producto producción industrial varía de uno a decenas de gigajulios por tonelada de producto final, dependiendo de la capacidad instalada del equipo, la naturaleza del proceso tecnológico, las pérdidas de calor y la uniformidad del horario de consumo. Al mismo tiempo, las más atractivas son las medidas encaminadas a incrementar la eficiencia energética de las industrias existentes y no introducir cambios significativos en el modo de funcionamiento de los principales equipos tecnológicos. El más atractivo es la organización de sistemas cerrados de suministro de calor basados ​​en plantas de utilización, cuyas empresas tienen una alta participación en el consumo de vapor y agua caliente de media y baja presión.

La mayoría de las empresas se caracterizan por pérdidas significativas de calor suministrado al sistema en intercambiadores de calor enfriados por agua o aire en circulación, en condensadores, refrigeradores, refrigeradores, etc. En tales condiciones, es recomendable organizar sistemas centralizados y grupales con un portador de calor intermedio para recuperar el calor descargado. Esto permitirá conectar numerosas fuentes y consumidores dentro de toda la empresa o una subdivisión dedicada y proporcionar agua caliente con los parámetros requeridos por los consumidores industriales y sanitarios.

Los sistemas cerrados de suministro de calor son uno de los elementos principales de los sistemas de producción sin residuos. La regeneración de calor de parámetros bajos y su transformación al nivel de temperatura requerido puede devolver una parte importante de los recursos energéticos, que generalmente se vierte a la atmósfera directamente o mediante sistemas de suministro de agua de reciclaje.

V sistemas tecnológicos utilizando vapor y agua caliente como portadores de energía, la temperatura y la presión del calor suministrado y descargado en los procesos de enfriamiento son las mismas. La cantidad de calor descargado puede incluso superar la cantidad de calor introducida en el sistema, ya que los procesos de enfriamiento suelen ir acompañados de un cambio en el estado de agregación de la sustancia. En tales condiciones, es posible organizar la utilización de sistemas de bomba de calor centralizados o locales, que permiten recuperar hasta el 70% del calor gastado en instalaciones que consumen calor.

Este tipo de sistemas se han generalizado en EE.UU., Alemania, Japón y otros países, pero en nuestro país no se ha prestado suficiente atención a su creación, aunque se conocen desarrollos teóricos llevados a cabo en los años 30 del siglo pasado. En la actualidad, la situación está cambiando y las instalaciones de bombas de calor comienzan a introducirse en los sistemas de suministro de calor tanto para la vivienda como para los servicios comunales e instalaciones industriales.

Una de las soluciones más eficaces es la organización de sistemas de refrigeración de utilización basados ​​en transformadores de calor de absorción (ATT). Los sistemas de refrigeración industrial se basan en unidades de refrigeración del tipo de compresión de vapor, y el consumo de electricidad para la producción de frío alcanza el 15-20% de su consumo total en toda la empresa. Los transformadores de calor de absorción como fuentes alternativas de suministro de refrigeración tienen varias ventajas, en particular:

Se puede utilizar calor de baja calidad del agua industrial, gases de combustión o vapor de escape de baja presión para impulsar el ATT;

con la misma composición de equipo, ATT es capaz de operar tanto en el modo de suministro de frío como en el modo de bomba de calor para la liberación de calor.

Los sistemas de aire y refrigeración de una empresa industrial no tienen un efecto significativo en el suministro de recursos hídricos y energéticos y pueden considerarse consumidores de calor en el desarrollo de medidas de utilización.

En el futuro, deberíamos esperar la aparición de tecnologías industriales libres de residuos fundamentalmente nuevas creadas sobre la base de ciclos de producción cerrados, así como un aumento significativo en la participación de la electricidad en la estructura del consumo de energía.

El crecimiento del consumo de electricidad en la industria estará asociado, en primer lugar, al desarrollo de fuentes de energía baratas: reactores de neutrones rápidos, reactores termonucleares, etc.

Al mismo tiempo, cabría esperar un deterioro de la situación ecológica asociado con el sobrecalentamiento global del planeta debido a la intensificación de la "contaminación térmica", un aumento de las emisiones térmicas a la atmósfera.

Preguntas de control y asignaciones al tema 1

1. ¿Qué tipos de portadores de energía se utilizan para llevar a cabo los principales procesos tecnológicos en el departamento de pirólisis, así como en la etapa de separación y separación de productos de reacción en la producción de etileno?

2. Describe las partes de entrada y salida del balance de energía del horno de pirólisis. ¿Cómo les afectó la organización del calentamiento del agua de alimentación?

3. Describa la estructura del consumo de energía en la producción de isopreno por el método de deshidrogenación en dos etapas. ¿Cuál es la proporción del consumo de agua fría y reciclada en él?

4. Analizar la estructura del balance de calor de la producción de alcohol etílico sintético por hidratación directa de etileno. Enumere las partidas del gasto del balance que se relacionan con las pérdidas de energía térmica.

5. Explique por qué la tecnología de calefacción basada en TAC se clasifica como de baja temperatura.

6. ¿Qué características permiten evaluar la uniformidad de las cargas térmicas a lo largo del año?

7. Dar ejemplos de tecnologías industriales que pertenezcan al segundo grupo en términos de participación en el consumo de calor para necesidades propias.

8. Utilizando el programa de consumo diario de vapor en una planta petroquímica, determine sus valores máximo y mínimo y compárelos. Describe el programa de consumo de calor mensual de una planta petroquímica.

9. ¿Qué explica el desnivel? gráficos anuales cargas térmicas de empresas industriales?

10. Compare las gráficas de las cargas anuales de las empresas de construcción de maquinaria y plantas químicas y formule conclusiones.

11. ¿Deben considerarse siempre los residuos de producción de combustibles como recursos energéticos secundarios?

12. Describa la estructura del consumo de calor en la industria, teniendo en cuenta el nivel de temperatura de percepción del calor.

13. Explique el principio de determinación de la cantidad de calor disponible del RES de los productos de combustión enviados a las calderas de calor residual.

14. ¿Cuál es el ahorro equivalente de combustible fósil dado por el ahorro de una unidad de calor en la etapa de consumo y por qué?

15. Comparar los volúmenes de producción de recursos hídricos energéticos en la producción de butadieno por el método de deshidrogenación en dos etapas. norte-butano y por el método de descomposición por contacto del alcohol (ver tabla. A.1.1).

Tabla P.l.l

Recursos energéticos secundarios de la industria petroquímica

Para evaluar las perspectivas de los TPP, en primer lugar, es necesario comprender sus ventajas y desventajas en comparación con otras fuentes de electricidad.

Los beneficios incluyen lo siguiente.

• 1. A diferencia de las centrales hidroeléctricas, las centrales térmicas pueden ubicarse con relativa libertad, teniendo en cuenta el combustible utilizado. Los TPP de gasóleo se pueden construir en cualquier lugar, ya que el transporte de gas y fueloil es relativamente barato (en comparación con el carbón). Es aconsejable ubicar centrales térmicas de carbón pulverizado cerca de fuentes de extracción de carbón. A estas alturas, la industria de la energía térmica del "carbón" se ha desarrollado y tiene un marcado carácter regional.
• 2. El costo específico de la capacidad instalada (costo de 1 kW de capacidad instalada) y el período de construcción de los TPP son mucho más cortos que los de las centrales nucleares y las centrales hidroeléctricas.
• 3. La producción de electricidad en los TPP, a diferencia de las centrales hidroeléctricas, no depende de la temporada y está determinada únicamente por la entrega de combustible.
• 4. Las áreas de enajenación de tierras económicas para los TPP son significativamente menores que para las centrales nucleares y, por supuesto, no se pueden comparar con las centrales hidroeléctricas, cuyo impacto sobre el medio ambiente puede tener un carácter muy poco regional. Ejemplos son las cascadas de centrales hidroeléctricas en el río. Volga y Dnieper.
• 5. En los TPP, puede quemar casi cualquier combustible, incluidos los carbones de menor grado, lastrados con cenizas, agua y rocas.
• 6. A diferencia de las centrales nucleares, no hay problemas con la utilización de los TPP al final de su vida útil. Como regla general, la infraestructura de un TPP “sobrepasa” significativamente al equipo principal (calderas y turbinas) instalados en él, y los edificios, la sala de turbinas, los sistemas de suministro de agua y combustible, etc., que constituyen la mayor parte de los fondos. , servir durante mucho tiempo. La mayoría de los TPP construidos a lo largo de 80 años según el plan GOELRO siguen en funcionamiento y seguirán funcionando después de la instalación de nuevas y más avanzadas turbinas y calderas en ellos.

Junto con estas ventajas, TPP tiene una serie de desventajas.

• 1. Las centrales térmicas son las fuentes de electricidad más "sucias" para el medio ambiente, especialmente aquellas que funcionan con combustible con alto contenido de azufre en cenizas. Es cierto que las plantas de energía nuclear que no tienen emisiones constantes a la atmósfera, pero crean una amenaza constante de contaminación radiactiva y tienen problemas con el almacenamiento y procesamiento del combustible nuclear gastado, así como con la eliminación de la propia planta de energía nuclear. después del final de su vida útil, o las centrales hidroeléctricas que inundan grandes áreas de tierra económica y cambian el clima regional, son ecológicamente más "limpias", solo es posible con un grado significativo de convención.
• 2. Los TPP tradicionales tienen una eficiencia relativamente baja (mejor que la de una central nuclear, pero mucho peor que la de una CCGT).
• 3. A diferencia de las centrales hidroeléctricas, las centrales térmicas apenas participan en cubrir la parte variable del horario de carga eléctrica diaria.
• 4. Los TPP dependen en gran medida del suministro de combustible, a menudo importado.

A pesar de todas estas deficiencias, los TPP son los principales productores de electricidad en la mayoría de los países del mundo y lo seguirán siendo durante al menos los próximos 50 años.

Las perspectivas para la construcción de potentes centrales térmicas de condensación están estrechamente relacionadas con el tipo de combustible fósil utilizado. A pesar de las grandes ventajas del combustible líquido (aceite, fuel oil) como portador energético (alto poder calorífico, facilidad de transporte), su uso en los TPPs irá disminuyendo cada vez más, no solo por las reservas limitadas, sino también por su gran valor como materia prima para la industria petroquímica. Para Rusia, el valor de exportación del combustible líquido (aceite) también es de gran importancia. Por lo tanto, el combustible líquido (fuel oil) en los TPP se utilizará como combustible de respaldo en los TPP de gas-oil o como combustible auxiliar en los TPP de carbón pulverizado, lo que garantiza una combustión estable del polvo de carbón en una caldera en determinadas condiciones de funcionamiento.

El uso de gas natural en los TPP de turbinas de vapor de condensación es irracional: para ello, es necesario utilizar unidades de aprovechamiento de gas de vapor, que se basan en unidades de turbinas de gas de alta temperatura.

Por lo tanto, la perspectiva a largo plazo de utilizar TPP de turbinas de vapor clásicas tanto en Rusia como en el extranjero se asocia principalmente con el uso de carbones, especialmente los de baja ley. Esto, por supuesto, no significa la terminación de la operación de las centrales térmicas de gasóleo, que serán reemplazadas gradualmente por turbinas de vapor.

Impactos ambientales y sociales negativos de la construcción grandes centrales hidroeléctricas háganos ver de cerca su posible lugar en la industria de la energía eléctrica del futuro.

El futuro de la energía hidroeléctrica

Las grandes centrales hidroeléctricas realizan las siguientes funciones en el sistema eléctrico:

1. generación de energía;
2. emparejamiento rápido de la energía de generación con el consumo de energía, estabilización de frecuencia en el sistema de energía;
3. acumulación y almacenamiento de energía en forma de energía potencial del agua en el campo gravitacional de la Tierra con conversión en electricidad en cualquier momento.

La generación de energía y las maniobras de energía son posibles en cualquier escala de HPP. Y la acumulación de energía durante un período de varios meses a varios años (durante el invierno y los años secos) requiere la creación de grandes depósitos.

En comparación, una batería de automóvil de 12 kg, 12 voltios y 85 amperios por hora puede almacenar 1,02 kilovatios-hora (3,67 MJ). Para almacenar tal cantidad de energía y convertirla en energía eléctrica en una unidad hidráulica con una eficiencia de 0,92, debe elevar 4 toneladas (4 metros cúbicos) de agua a una altura de 100 mo 40 toneladas de agua a una altura de 10 m.

Para que una central hidroeléctrica con una capacidad de solo 1 MW funcione con agua almacenada 5 meses al año durante 6 horas al día en agua almacenada, es necesario acumular a una altitud de 100 my luego correr a través de una turbina 3.6 millón toneladas de agua. Con un área de embalse de 1 Km2, el nivel disminuirá en 3,6 m El mismo volumen de producción en una planta de energía diesel con una eficiencia del 40% requerirá 324 toneladas de combustible diesel. Por lo tanto, en climas fríos, el almacenamiento de energía hídrica para el invierno requiere grandes presas y grandes embalses.

Además, en b O En la mayor parte del territorio de Rusia en la zona de permafrost, los ríos pequeños y medianos se congelan hasta el fondo en invierno. En estas partes, las pequeñas centrales hidroeléctricas son inútiles en invierno.

Las grandes centrales hidroeléctricas están inevitablemente ubicadas a una distancia considerable de muchos consumidores, y deben tenerse en cuenta los costos de construcción de líneas eléctricas y las pérdidas de energía y los cables de calefacción. Entonces, para la central hidroeléctrica Transiberiana (Shilkinskaya), el costo de construir una línea de transmisión 220 a Transsib con una longitud de solo 195 km (muy poco para tal construcción) excede el 10% de todos los costos. Los costos de construcción de redes de transmisión de energía son tan significativos que en China la capacidad de las turbinas eólicas, que aún no se han conectado a la red, excede la capacidad de todo el sector energético en Rusia al este del lago Baikal.

Por lo tanto, las perspectivas de la energía hidroeléctrica dependen de los avances en tecnología y producción, y del almacenamiento y transmisión de energía en conjunto.

La energía es una industria muy intensiva en capital y, por lo tanto, conservadora. Algunas centrales eléctricas siguen en funcionamiento, especialmente las hidroeléctricas construidas a principios del siglo XX. Por lo tanto, para evaluar las perspectivas para medio siglo, en lugar de indicadores volumétricos de uno u otro tipo de energía, es más importante observar la velocidad de progreso en cada tecnología. Los indicadores adecuados del progreso técnico en la generación son la eficiencia (o porcentaje de pérdidas), la capacidad unitaria de las unidades, el costo de 1 kilovatio de energía de generación, el costo de transmisión de 1 kilovatio por 1 km, el costo de almacenamiento de 1 kilovatio-hora por día.

Almacen de energia

Almacenamiento la electricidad es una nueva industria en el sector energético. Durante mucho tiempo, las personas almacenaron combustible (leña, carbón, luego petróleo y productos derivados del petróleo en tanques, gas en tanques a presión y almacenamientos subterráneos). Luego aparecieron los dispositivos mecánicos de almacenamiento de energía (agua elevada, aire comprimido, súper volantes, etc.), entre ellos las centrales de almacenamiento por bombeo siguen siendo el líder.

Fuera de las zonas de permafrost, el calor acumulado por los calentadores de agua solares ya se puede bombear bajo tierra para calentar las casas en invierno. Después del colapso de la URSS, cesaron los experimentos sobre el uso de la energía térmica solar para las transformaciones químicas.

Las baterías químicas conocidas tienen un número limitado de ciclos de carga y descarga. Los supercondensadores tienen mucho más O mayor durabilidad, pero su capacidad sigue siendo insuficiente. Los acumuladores de energía de campo magnético en bobinas superconductoras se están mejorando muy rápidamente.

Se producirá un gran avance en la distribución del almacenamiento de energía cuando el precio baje a 1 dólar por kilovatio-hora. Esto permitirá utilizar ampliamente tipos de generación de energía que no son capaces de funcionar de forma continua (energía solar, eólica, mareomotriz).

energía alternativa

De la tecnología generando el cambio más rápido está ocurriendo ahora en la energía solar. Los paneles solares permiten producir energía en cualquier cantidad requerida, desde cargar un teléfono hasta abastecer a megaciudades. La energía del Sol en la Tierra es cien veces más que otros tipos de energía combinados.

Los parques eólicos han pasado por un período de caída de precios y se encuentran en la etapa de aumento del tamaño de las torres y de la capacidad de generación. En 2012, la capacidad de todas las turbinas eólicas del mundo superó la capacidad de todas las centrales eléctricas de la URSS. Sin embargo, en los años 20 del siglo XXI, las posibilidades de mejora de los aerogeneradores se agotarán y la energía solar seguirá siendo el motor del crecimiento.

La tecnología de las grandes centrales hidroeléctricas ha pasado su "mejor momento", cada década se construyen cada vez menos grandes centrales hidroeléctricas. La atención de los inventores e ingenieros se centra en las plantas de energía mareomotriz y undimotriz. Sin embargo, las mareas y las grandes olas no están en todas partes, por lo que su papel será insignificante. Se seguirán construyendo pequeñas centrales hidroeléctricas en el siglo XXI, especialmente en Asia.

Obtener electricidad del calor proveniente de las entrañas de la Tierra (energía geotérmica) es prometedor, pero solo en ciertas áreas. Las tecnologías de combustión de combustibles fósiles competirán con la energía solar y eólica durante varias décadas, especialmente donde hay poco viento y sol.

Las tecnologías de más rápida mejora para la producción de gas combustible por fermentación de residuos, pirólisis o descomposición en plasma). Sin embargo, sólido Desechos domésticos siempre antes de la gasificación requerirá clasificación (o mejor recolección separada).

Tecnologías TPP

La eficiencia de las centrales de ciclo combinado superó el 60%. El reequipamiento de todas las CHPP a gas en vapor-gas (más precisamente, gas-vapor) aumentará la generación de electricidad en más del 50% sin aumentar la combustión de gas.

Las CHPP de carbón y fuel oil son mucho peores que las de gas en términos de eficiencia, precio de los equipos y cantidad de emisiones nocivas. Además, la minería del carbón requiere la mayor cantidad de vidas humanas por megavatio hora de electricidad. La gasificación del carbón prolongará la existencia de la industria del carbón durante varias décadas, pero es poco probable que la profesión de minero sobreviva hasta el siglo XXII. Es muy probable que las turbinas de vapor y gas sean reemplazadas por celdas de combustible de rápida mejora en las que la energía química se convierte en energía eléctrica sin pasar por las etapas de obtención de energía térmica y mecánica. Mientras tanto, las pilas de combustible son muy caras.

La energía nuclear

La eficiencia de las centrales nucleares ha crecido más lentamente en los últimos 30 años. Las mejoras a los reactores nucleares, cada una con un costo de varios miles de millones de dólares, son muy lentas y los requisitos de seguridad están elevando los costos de construcción. El "renacimiento nuclear" no se produjo. Desde 2006, la puesta en servicio de capacidades de centrales nucleares en el mundo es menor que no solo la puesta en servicio de parques eólicos, sino también de solares. No obstante, es probable que algunas centrales nucleares sobrevivan hasta el siglo XXI, aunque debido al problema de los residuos radiactivos su fin es inevitable. Probablemente, los reactores termonucleares funcionarán en el siglo XXI, pero su pequeño número, por supuesto, "no hará el clima".

Hasta ahora, la posibilidad de realizar una "fusión fría" sigue sin estar clara. En principio, la posibilidad de una reacción termonuclear sin temperaturas ultra altas y sin la formación de residuos radiactivos no contradice las leyes de la física. Pero las perspectivas de obtener energía barata de esta forma son muy dudosas.

Nuevas tecnologías

Y un poco de fantasía en los dibujos. Ahora en Rusia se están probando tres nuevos principios de conversión isotérmica de calor en electricidad. Estos experimentos tienen muchos escépticos: después de todo, se viola la segunda ley de la termodinámica. Hasta ahora, se ha recibido una décima parte de un microvatio. Si tiene éxito, el reloj y las baterías del instrumento aparecerán primero. Luego bombillas sin cables. Cada bombilla será una fuente de frescor. Los acondicionadores de aire generarán electricidad en lugar de consumirla. Los cables de la casa ya no serán necesarios. Es demasiado pronto para juzgar cuándo la ciencia ficción se hace realidad.

Mientras tanto, necesitamos los cables. Más de la mitad del precio de un kilovatio-hora en Rusia se explica por el costo de construcción y mantenimiento de líneas eléctricas y subestaciones. Más del 10% de la electricidad generada se destina a calentar cables. La reducción de costes y pérdidas permite "redes inteligentes", que gestionan automáticamente muchos consumidores y productores de energía. En muchos casos, es mejor transferir corriente continua que corriente alterna para reducir las pérdidas. En general, los cables calefactores se pueden evitar haciéndolos superconductores. Sin embargo, no se han encontrado superconductores que funcionen a temperatura ambiente y no se sabe si se encontrarán.

Para áreas escasamente pobladas con altos costos de transporte, la prevalencia y disponibilidad de fuentes de energía también es importante.

La energía más común proviene del Sol, pero el Sol no siempre es visible (especialmente más allá del Círculo Polar Ártico). Pero en invierno y en la noche el viento suele soplar, pero no siempre y en todas partes. Sin embargo, las plantas de energía eólica-solar ya permiten reducir significativamente el consumo de combustible diesel en aldeas remotas.

Algunos geólogos afirman que el petróleo y el gas se forman en casi todas partes hoy en día a partir del dióxido de carbono que ingresa al suelo con agua. Sin embargo, el uso de la fracturación hidráulica ("fracking") destruye los lugares naturales donde se pueden acumular el petróleo y el gas. Si esto es cierto, entonces se puede extraer una pequeña cantidad de petróleo y gas (diez veces menos que ahora) en casi todas partes sin dañar la circulación geoquímica del carbono, pero exportar hidrocarburos significa privarse del futuro.

Diversidad recursos naturales en el mundo significa que la generación de energía sostenible requiere una combinación de diferentes tecnologias aplicable a las condiciones locales. En cualquier caso, no se puede obtener una cantidad ilimitada de energía en la Tierra por razones ambientales y de recursos. Por lo tanto, el crecimiento en la producción de electricidad, acero, níquel y otras cosas materiales en la Tierra en el próximo siglo será reemplazado inevitablemente por un aumento en la producción intelectual y espiritual.

Igor Eduardovich Shkradyuk

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1. Perspectivas para el desarrollo de la ingeniería de energía térmica

La humanidad satisface alrededor del 80% de sus necesidades energéticas a través de combustibles fósiles: petróleo, carbón, gas natural. Su participación en el balance de la industria de la energía eléctrica es ligeramente menor, alrededor del 65% (39% - carbón, 16% - gas natural, 9% - combustibles líquidos).

Según las previsiones de la Agencia Internacional de la Energía, para 2020, con un aumento del consumo de energía primaria en un 35%, la participación de los combustibles fósiles aumentará a más del 90%.

Hoy en día, la demanda de petróleo y gas natural se satisface durante 50-70 años. Sin embargo, a pesar del constante crecimiento de la producción, estos períodos no han disminuido en los últimos 20-30 años, sino que están creciendo como resultado del descubrimiento de nuevos campos y la mejora de las tecnologías de producción. En cuanto al carbón, sus reservas recuperables durarán más de 200 años.

Por tanto, no se trata de escasez de combustibles fósiles. El punto es usarlos de la manera más racional para mejorar el nivel de vida de las personas mientras se preserva incondicionalmente su medio ambiente. Esto se aplica plenamente a la industria de la energía eléctrica.

En nuestro país, el principal combustible de las centrales térmicas es el gas natural. En el futuro previsible, su participación, aparentemente, disminuirá, sin embargo, el consumo absoluto de las centrales eléctricas se mantendrá aproximadamente constante y bastante grande. Por muchas razones, no siempre sensatas, no se está utilizando con la suficiente eficacia.

Los consumidores de gas natural son los TPP y CHPP de turbina de vapor tradicionales, principalmente con presiones de vapor de 13 y 24 MPa (su eficiencia en modo de condensación es del 36-41%), pero también los CHPP antiguos con parámetros significativamente más bajos y altos costos de producción.

Es posible aumentar significativamente la eficiencia del uso de gas cuando se utilizan turbinas de gas y tecnologías de ciclo combinado.

La capacidad unitaria máxima de la GTU ha alcanzado ya los 300 MW, la eficiencia en trabajo autónomo- 36-38%, y en turbinas de gas de múltiples ejes basadas en motores de avión con relaciones de alta presión - 40% o más, la temperatura inicial del gas es 1300-1500 ° C, la relación de compresión es 20-30.

Para garantizar el éxito práctico de la confiabilidad, la eficiencia térmica, el bajo costo unitario y los costos operativos, hoy en día las turbinas de gas de energía se diseñan de acuerdo con el ciclo más simple, a la temperatura máxima alcanzable del gas (está en constante crecimiento), con relaciones de presión cercanas a las óptimas. en términos de trabajo específico y eficiencia de plantas combinadas, que utilizan el calor de los gases de escape en la turbina. El compresor y la turbina están ubicados en el mismo eje. Las turbáquinas forman un bloque compacto con una cámara de combustión integrada: anular o bloque-anular. La zona de altas temperaturas y presión se localiza en un espacio pequeño, la cantidad de partes que las reciben es pequeña y estas partes se elaboran cuidadosamente. Estos principios son el resultado de muchos años de evolución del diseño.

La mayoría de las GTU con una capacidad inferior a 25-30 MW se crean en base o según el tipo de aeronave o motores de turbina de gas marinos (GTE), que se caracterizan por la ausencia de conectores horizontales y el montaje de carcasas y rotores con conectores verticales, uso generalizado de rodamientos, peso y dimensiones reducidos. Los indicadores de vida útil y disponibilidad requeridos para la operación de plantas de energía y tierra se proporcionan en estructuras de aeronaves con costos aceptables.

Con una capacidad de más de 50 MW, la GTU está diseñada específicamente para centrales eléctricas, y se realiza como monoeje, con relaciones de compresión moderadas y una temperatura de los gases de escape suficientemente alta, lo que facilita el aprovechamiento de su calor. Para reducir el tamaño y el costo y aumentar la eficiencia, las GTU con una capacidad de 50-80 MW se realizan como de alta velocidad con un generador eléctrico accionado a través de una caja de cambios. Normalmente, estas turbinas de gas son aerodinámicamente y estructuralmente similares a unidades más potentes diseñadas para la transmisión directa de generadores eléctricos con una velocidad de rotación de 3600 y 3000 rpm. Esta simulación mejora la confiabilidad y reduce los costos de desarrollo e implementación.

El aire de ciclo es el refrigerante principal en la unidad de turbina de gas. Los sistemas de enfriamiento por aire se implementan en boquillas y palas de rotor, utilizando tecnologías que brindan las propiedades requeridas a un costo aceptable. El uso de vapor o agua para enfriar turbinas puede mejorar el rendimiento de GTU y STU con los mismos parámetros de ciclo o proporcionar un aumento adicional en comparación con el aire a la temperatura inicial de los gases. Aunque los fundamentos técnicos para el uso de sistemas de refrigeración con estos refrigerantes están lejos de ser tan detallados como con aire, su implementación se está convirtiendo en una cuestión práctica.

La GTU ha dominado la combustión "poco tóxica" de gas natural. Es más eficaz en cámaras de combustión que funcionan con una mezcla homogénea de gas previamente preparada con aire en exceso (a = 2-2,1) y con una temperatura del soplete uniforme y relativamente baja (1500-1550 ° C). Con tal organización de combustión, la formación de NOX se puede limitar a 20-50 mg / m3 en condiciones normales (como estándar, se refieren a productos de combustión que contienen 15% de oxígeno) con una alta completitud de combustión (concentración de CO<50 мг/м3). Проблема заключается в сохранении устойчивости горения и близких к оптимальным условий горения при изменениях режимов. С разной эффективностью это достигается ступенчатой подачей топлива (включением/отключением тех или иных горелок или зон горения), регулированием расхода поступающего на горение воздуха и дежурным диффузионным факелом небольшой мощности.

Es mucho más difícil reproducir una tecnología similar de combustión "poco tóxica" en combustible líquido. Sin embargo, aquí también hay ciertos éxitos.

De gran importancia para el progreso de las turbinas de gas estacionarias es la elección de materiales y tecnologías de conformación que aseguren una larga vida útil, confiabilidad y un costo moderado de sus piezas.

Las partes de la turbina y la cámara de combustión, que se lavan con gases de alta temperatura que contienen componentes que pueden causar oxidación o corrosión, y están expuestas a altas tensiones mecánicas y térmicas, están hechas de aleaciones complejas a base de níquel. Las palas se enfrían intensamente y se fabrican con recorridos internos complejos utilizando el método de fundición de precisión, que permite utilizar materiales y obtener formas de piezas imposibles con otras tecnologías. En los últimos años se ha utilizado cada vez más la fundición de palas con cristalización direccional y monocristalina, lo que permite mejorar notablemente sus propiedades mecánicas.

Las superficies de las partes más calientes están protegidas con revestimientos que evitan la corrosión y bajan la temperatura del metal base.

La simplicidad y el tamaño reducido de las turbinas de gas, incluso potentes, y sus equipos auxiliares, hacen técnicamente posible el suministro de grandes bloques de fábrica con equipos auxiliares, conexiones de tuberías y cables, probados y ajustados para su funcionamiento normal. Cuando se instala fuera de un edificio, una carcasa (carcasa) es un componente de cada unidad, que protege el equipo de las inclemencias del tiempo y reduce las emisiones de sonido. Los bloques se instalan sobre cimientos planos y se acoplan. El espacio debajo del revestimiento está ventilado.

La industria de la energía en Rusia tiene una experiencia a largo plazo, aunque ambigua, en el funcionamiento de una unidad de turbina de gas con una capacidad unitaria de 2,5 a 100 MW. Un buen ejemplo es una cogeneración de turbina de gas, que ha estado funcionando durante más de 25 años en las duras condiciones climáticas de Yakutsk, en un sistema eléctrico aislado con una carga desigual.

Actualmente, las turbinas de gas se operan en plantas de energía en Rusia, que son notablemente inferiores a las extranjeras en términos de sus parámetros e indicadores. Para crear turbinas de gas de potencia modernas, es aconsejable combinar los esfuerzos de las empresas de ingeniería energética y motores de aviones basadas en la tecnología de la aviación.

Ya se ha fabricado y se está probando una central eléctrica de 110 MW, producida por las empresas de defensa Mash-Proekt (Nikolaev, Ucrania) y Saturn (Rybinsk Motors), que tiene un rendimiento bastante moderno.

En el país se han creado varios tamaños estándar de turbinas de gas de potencia media sobre la base de motores de aviones o marinos. Varias unidades GTD-16 y GTD-25 "Mashinproekt", GTU-12 y GTU-16P de Perm "Aviadvigatel", AL-31ST "Saturn" y NK-36 "NK Engines" estaciones de compresión de los principales gasoductos. Durante muchos años, cientos de GTU anteriores de las empresas Trud (ahora NK Engines) y Mashproekt han estado operando allí. Existe una experiencia rica y, en general, positiva de operación en plantas de energía de 12 MW Mashproekt GTU, que sirvió de base para PT-15 más potente.

En las plantas modernas de turbinas de gas de alta potencia, la temperatura de los gases de escape en la turbina es de 550-640 ° C. Su calor puede ser utilizado para suministro de calor o utilizado en el ciclo de vapor, con un aumento en la eficiencia de la planta combinada vapor-gas hasta en un 55-58%, actualmente obtenido. Varias combinaciones de ciclos de turbina de gas y turbina de vapor son posibles y se aplican en la práctica. Entre ellos, dominan los binarios, con el suministro de todo el calor en la cámara de combustión de la GTU, la generación de vapor de alto parámetro en la caldera de calor residual detrás de la GTU y su uso en la turbina de vapor.

La primera PTU de tipo binario de nuestro país ha estado operando en el TPP Noroeste de San Petersburgo durante aproximadamente 2 años. Su capacidad es de 450 MW. La unidad CCGT incluye dos turbinas de gas V94.2 desarrolladas por Siemens, suministradas por su empresa conjunta con LMZ, Interturbo, 2 calderas de calor residual y una turbina de vapor. El suministro de un bloque ACS para la unidad CCGT fue realizado por un consorcio de empresas occidentales. Todo el resto del equipo principal y auxiliar fue suministrado por empresas nacionales.

Para el 01.09.02, la unidad CCGT operó en el modo de condensación durante 7200 horas mientras operaba en el modo en el rango de control (300-450 MW) con una eficiencia promedio de 48-49%; su eficiencia calculada es del 51%.

En una unidad CCGT similar con la GTE-110 doméstica, es posible obtener incluso una eficiencia ligeramente mayor.

Incluso una mayor eficiencia, como se puede ver en la misma tabla, garantizará el uso del GTE-180 diseñado actualmente.

Con el uso de las GTU diseñadas actualmente, es posible lograr indicadores significativamente más altos, no solo en las nuevas construcciones, sino también en el reequipamiento técnico de los TPP existentes. Es importante que con el reequipamiento técnico con la preservación de la infraestructura y una parte significativa del equipo y la implementación de unidades CCGT binarias en ellos, es posible lograr valores de eficiencia cercanos a los óptimos con un aumento significativo en el energía de las plantas de energía.

La cantidad de vapor que se puede generar en la caldera de calor residual instalada detrás del GTP-180 está cerca del rendimiento de un escape de la turbina de vapor K-300. Dependiendo del número de escapes retenidos durante esos rearme, es posible utilizar 1,2 o 3 GTE-180. Para evitar la sobrecarga de escape a bajas temperaturas ambiente, es aconsejable utilizar un esquema de tres circuitos de la sección de vapor con recalentamiento del vapor, en el que la mayor potencia de la unidad CCGT se logra a un menor caudal de vapor en el condensador.

Mientras se mantienen los tres flujos de salida, se coloca un CCGT con una capacidad de aproximadamente 800 MW en una celda de dos unidades de energía vecinas: una turbina de vapor permanece y la otra se desmantela.

El costo unitario de los reequipamientos en el ciclo CCGT será 1,5 veces más barato que las construcciones nuevas.

Soluciones similares son aconsejables para aquellos reequipamientos de GRES de gas y combustible con unidades de potencia de 150 y 200 MW. El GTE-110 menos potente se puede utilizar ampliamente en ellos.

Por razones económicas, en primer lugar, las plantas de cogeneración necesitan reequipamiento técnico. Para ellos, las unidades CCGT binarias más atractivas de este tipo, como en la CHPP del Noroeste de San Petersburgo, permiten aumentar drásticamente la generación de electricidad para consumo térmico y cambiar la relación entre carga eléctrica y térmica dentro de amplios límites, mientras manteniendo un factor de utilización de combustible alto en general. El módulo elaborado en la CHPP Severo-Zapadnaya: GTU - caldera de calor residual que genera 240 t / h de vapor, se puede utilizar directamente para alimentar las turbinas PT-60, PT-80 y T-100.

Con una carga completa de sus escapes, el caudal másico de vapor a través de las primeras etapas de estas turbinas será significativamente menor que el nominal y será posible pasarlo a las presiones reducidas características de CCGT-450. Esto, así como una disminución de la temperatura del vapor vivo a menos de 500-510 ° C, eliminará la cuestión del agotamiento de los recursos de estas turbinas. Aunque esto irá acompañado de una disminución en la capacidad de las turbinas de vapor, la capacidad total de la unidad será más del doble, y su eficiencia de generación de energía, independientemente del modo (suministro de calor), será significativamente mayor que la de los mejores. Unidades de potencia de condensación.

Tal cambio en los indicadores afecta radicalmente la eficiencia de las plantas de cogeneración. Los costos totales de generación de electricidad y calor disminuirán, y aumentará la competitividad de las plantas de cogeneración en los mercados de ambos tipos de productos, como lo demuestran los cálculos financieros y económicos.

En las centrales eléctricas, en cuyo balance de combustible hay una gran proporción de fuel oil o carbón, pero también hay gas natural, en cantidad suficiente para alimentar una unidad de turbina de gas, pueden ser aconsejables superestructuras de turbinas de gas termodinámicamente menos eficientes.

Para la industria termoeléctrica doméstica, la tarea económica más importante es el desarrollo y uso generalizado de turbinas de gas con los parámetros e indicadores que ya se han logrado en el mundo. La tarea científica más importante es garantizar el diseño, la fabricación y el funcionamiento exitoso de estas turbinas de gas.

Por supuesto, todavía hay muchas oportunidades para un mayor desarrollo de las unidades GTU y CCGT y un aumento en su rendimiento. Se han diseñado PCC con una eficiencia del 60% en el exterior y la tarea es aumentarla en un futuro previsible al 61,5-62%. Para ello, en lugar de aire cíclico, se utiliza vapor como enfriador en la unidad de turbina de gas, y se lleva a cabo una integración más estrecha de los ciclos de turbina de gas y vapor.

Se abren oportunidades aún mayores con la creación de instalaciones "híbridas" en las que se construye una turbina de gas (o CCGT) sobre una celda de combustible.

Las pilas de combustible de alta temperatura (FC), de óxido sólido o basadas en carbonatos fundidos, que operan a temperaturas de 850 y 650 ° C, sirven como fuentes de calor para la turbina de gas y el ciclo de vapor. Proyectos específicos con una capacidad de alrededor de 20 MW, principalmente en los Estados Unidos, han calculado eficiencias del 70%.

Estas unidades están diseñadas para funcionar con gas natural con reformador interno. Es posible, por supuesto, ejecutarlos con gas de síntesis o hidrógeno puro obtenido de la gasificación del carbón, y crear complejos en los que el procesamiento del carbón se integre en el ciclo tecnológico.

Los programas existentes establecen la tarea de aumentar en el futuro la capacidad de las plantas híbridas a 300 MW y más, y su eficiencia, hasta un 75% con gas natural y un 60% con carbón.

El segundo combustible más importante para la industria energética es el carbón. En Rusia, los depósitos de carbón más productivos, Kuznetsk y Kansko-Achinsk, se encuentran en el sur del centro de Siberia. Los carbones de estos depósitos son bajos en azufre. El costo de su extracción es bajo. Sin embargo, el área de su aplicación es actualmente limitada debido al alto costo del transporte ferroviario. En la parte europea de Rusia, en los Urales y el Lejano Oriente, los costos de transporte superan el costo de extraer el carbón de Kuznetsk en 1.5-2.5 veces, y el carbón de Kansk-Achinsk, en 5.5-7.0 veces.

En la parte europea de Rusia, el carbón se extrae mediante un método de mina. Básicamente, estos son carbón de Pechora, antracitas del sur de Donbass (los ingenieros de energía obtienen sus proyecciones, shtyb) y carbones pardos de la región de Moscú. Todos ellos son ricos en cenizas y sulfurosos. Debido a las condiciones naturales (geológicas o climáticas), el costo de su producción es alto y la competitividad cuando se usa en centrales eléctricas es difícil de garantizar, especialmente con el inevitable endurecimiento de los requisitos ambientales y el desarrollo de un mercado de carbón de vapor en Rusia.

Actualmente, los TPP utilizan carbones que difieren mucho en calidad: más del 25% de su consumo total tiene un contenido de cenizas superior al 40%; 18,8% - valor calorífico inferior a 3000 kcal / kg; 6,8 millones de toneladas de carbón - contenido de azufre superior al 3,0%. La cantidad total de lastre en el carbón es de 55 millones de toneladas por año, incluidas las rocas, 27,9 millones de toneladas y la humedad, 27,1 millones de toneladas, por lo que es muy importante mejorar la calidad del carbón de vapor.

La perspectiva de utilizar carbón en la industria de energía eléctrica rusa estará determinada por la política estatal de precios del gas natural y el carbón. En los últimos años, ha habido una situación absurda en la que el gas en muchas regiones de Rusia es más barato que el carbón. Se puede suponer que los precios del gas crecerán más rápido y serán más altos que los precios del carbón en unos pocos años.

Para expandir el uso de los carbones Kuznetsk y Kansk-Achinsk, es aconsejable crear condiciones preferenciales para su transporte ferroviario y desarrollar métodos alternativos para transportar carbón: por agua, a través de tuberías, en un estado enriquecido, etc.

Por razones estratégicas, en la parte europea de Rusia es necesario mantener la producción de una determinada cantidad de carbón térmico de la mejor calidad y en las minas más productivas, aunque esto requiera subvenciones estatales.

El uso de carbón en plantas de energía en unidades de energía de vapor convencionales es comercialmente viable hoy y será eficiente en el futuro previsible. turbina de gas industria energética rusia carbón

En Rusia, el carbón se quema en centrales eléctricas de condensación equipadas con unidades de potencia de 150, 200, 300, 500 y 800 MW, y en centrales térmicas con calderas con una capacidad de hasta 1000 t / h.

A pesar de la baja calidad de los carbones y la inestabilidad de sus características durante la entrega, se lograron altos indicadores técnicos, económicos y operativos en los bloques de carbón doméstico poco después de su desarrollo.

Las calderas grandes utilizan quema de polvo de carbón, principalmente con la eliminación de cenizas sólidas. La subcombustión mecánica no excede, por regla general, 1-1.5% cuando se quema carbón duro y 0.5% - lignito. Aumenta a q4<4% при использовании низко реакционных тощих углей и антрацитового штыба в котлах с жидким шлакоудалением. Расчетные значения КПД брутто пылеугольных котлов составляют 90-92,5%. При длительной эксплуатации они на 1-2% ниже из-за увеличенных присосов воздуха в газовый тракт, загрязнения и шлакования поверхностей нагрева, ухудшения качества угля. Имеются реальные возможности значительного улучшения КПД котлов.

En los últimos años, los bloques de carbón han estado operando en un modo alterno con descarga profunda o paradas nocturnas. Se mantiene una eficiencia alta, cercana a la nominal, en la descarga hasta N3JI = 0.4 - = - 0.5 NH0M.

La situación es peor con respecto a la protección del medio ambiente. En los TPP de carbón rusos no hay sistemas operativos para la desulfuración de los gases de combustión, no hay sistemas catalíticos para la eliminación de NOX. Los precipitadores electrostáticos instalados para la recolección de cenizas no son lo suficientemente eficientes; En calderas con una capacidad de hasta 640 t / h, se utilizan ampliamente varios ciclones y aparatos húmedos aún menos eficientes.

Mientras tanto, para el futuro de la ingeniería de energía térmica, su armonización con el medio ambiente es de suma importancia. Es más difícil de lograr cuando se usa carbón como combustible, que contiene una parte mineral incombustible y compuestos orgánicos de azufre, nitrógeno y otros elementos que forman sustancias nocivas para la naturaleza, las personas o las estructuras después de la combustión del carbón.

A nivel local y regional, los principales contaminantes atmosféricos cuyas emisiones están reguladas son los óxidos gaseosos de azufre y nitrógeno y el material particulado (cenizas). Su limitación requiere una atención y unos costes especiales.

De una forma u otra, también se controlan las emisiones de compuestos orgánicos volátiles (los contaminantes más graves, en particular el benzopireno), metales pesados ​​(por ejemplo, mercurio, vanadio, níquel) y aguas residuales contaminadas a los cuerpos de agua.

Al racionar las emisiones de las centrales térmicas, el estado las limita a un nivel que no provoque cambios irreversibles en el medio ambiente o la salud humana que puedan afectar negativamente las condiciones de vida de las generaciones actuales y futuras. La determinación de este nivel está asociada a muchas incertidumbres y depende en gran medida de las posibilidades técnicas y económicas, ya que Los requisitos excesivamente estrictos pueden generar un aumento de los costos y empeorar la situación económica del país.

Con el desarrollo de la tecnología y el fortalecimiento de la economía, se amplían las posibilidades de reducir las emisiones de los TPP. Por lo tanto, es legítimo hablar (¡y esforzarse!) Del mínimo impacto técnica y económicamente concebible de los TPP en el medio ambiente y apostar por ello a mayores costos, sin embargo, aquellos en los que la competitividad de los TPP aún está asegurada. Algo similar se está haciendo ahora en muchos países desarrollados.

Sin embargo, volvamos a las centrales eléctricas tradicionales de carbón.

Por supuesto, se deben utilizar en primer lugar filtros eléctricos y de tela relativamente económicos y efectivos para la eliminación radical de los gases de combustión emitidos a la atmósfera. Las dificultades con los precipitadores electrostáticos típicos del sector energético ruso se pueden eliminar optimizando su tamaño y diseño, mejorando los sistemas de energía utilizando dispositivos de alimentación de preionización y alternantes, intermitentes o pulsados, y automatizando el control de funcionamiento del filtro. En muchos casos, es aconsejable reducir la temperatura de los gases que ingresan al precipitador electrostático.

Para reducir las emisiones de óxidos de nitrógeno a la atmósfera, se utilizan principalmente medidas tecnológicas. Consisten en influir en el proceso de combustión cambiando el diseño y los modos de funcionamiento de los quemadores y dispositivos de combustión y creando condiciones en las que la formación de óxidos de nitrógeno es pequeña o imposible.

En calderas que funcionan con carbones Kansk-Achinsk para reducir la formación de óxidos de nitrógeno, es aconsejable utilizar el principio probado de combustión a baja temperatura. Con tres etapas de suministro de combustible, la relación de exceso de aire en la zona de combustión activa será 1.0-1.05. Un exceso de oxidante en esta zona en presencia de una intensa transferencia de masa en el volumen proporcionará una baja tasa de escoria. Para que la extracción de parte del aire de la zona de combustión activa no aumente la temperatura de los gases en su volumen, se suministra al soplete una cantidad de reposición de gases de recirculación. Con tal organización de combustión, es posible reducir la concentración de óxidos de nitrógeno a 200-250 mg / m3 a la carga nominal de la unidad de potencia.

Para reducir las emisiones de óxido de nitrógeno, SibVTI está desarrollando un sistema para calentar el polvo de carbón antes de la combustión, que reducirá las emisiones de NOX a menos de 200 mg / m3.

Cuando se usa carbón duro de Kuznetsk en unidades de 300-500 MW, se deben usar quemadores de baja toxicidad y combustión por etapas para reducir la formación de NOX. La combinación de estas medidas puede proporcionar emisiones de NOX<350 мг/м3.

Es especialmente difícil reducir la formación de NOX durante la combustión de combustible de baja reactividad (ASh y Kuznetskiy lean) en calderas con eliminación de cenizas de fondo líquido. En la actualidad, estas calderas tienen concentraciones de NOX de 1200-1500 mg / m3. Si se dispone de gas natural en las centrales eléctricas, es aconsejable organizar una combustión de tres etapas con reducción de NOX en la parte superior del horno (proceso de rebenning). En este caso, los quemadores principales funcionan con una relación de aire en exceso de agor = 1.0-1.1, y se suministra gas natural al horno junto con un agente de secado para crear una zona de reducción. Este esquema de combustión puede proporcionar concentraciones de NOX de hasta 500-700 mg / m3.

Se utilizan métodos químicos para eliminar los óxidos de nitrógeno de los gases de combustión. Dos tecnologías de limpieza de nitrógeno se utilizan industrialmente: reducción selectiva no catalítica (SNCR) y reducción catalítica selectiva (SCR) de óxidos de nitrógeno.

Con una mayor eficiencia de la tecnología SCR, los costos de capital específicos en ella son un orden de magnitud más altos que en SNCR. Por el contrario, el consumo del agente reductor, la mayoría de las veces amoníaco, con la tecnología SCR es 2-3 veces menor debido a la mayor selectividad del uso de amoníaco en comparación con SNCR.

La tecnología SNKV, probada en una caldera con una capacidad de 420 t / h de la CHPP de Togliatti, se puede utilizar en el reequipamiento técnico de centrales eléctricas de carbón con calderas que funcionan con eliminación de escoria líquida. Esto les proporcionará un nivel de emisión de NOX de 300-350 mg / m3. En áreas ecológicamente estresadas, la tecnología SCR se puede utilizar para lograr emisiones de NOX de aproximadamente 200 mg / m3. En todos los casos, el uso de purificación de nitrógeno debe ir precedido de medidas tecnológicas para reducir la formación de NOX.

Con la ayuda de tecnologías dominadas en la actualidad, es posible una purificación económicamente aceptable de los productos de combustión de combustible sulfuroso con la captura de 95-97% de SO2. En este caso, se suele utilizar piedra caliza natural como sorbente; el yeso comercial es un subproducto de la limpieza.

En nuestro país, en el Dorogobuzhskaya SDPP, se desarrolló y operó industrialmente una instalación con una capacidad de 500-103 nm3 / h, que implementa la tecnología de desulfuración de amoniaco-sulfato, en la que el sorbente es amoniaco y el subproducto es comercial. sulfato de amonio, que es un valioso fertilizante.

Según las normas rusas actuales, es necesaria la unión de 90-95% de SO2 cuando se utiliza combustible con un contenido de azufre reducido S> 0,15% kg / MJ. Al quemar combustible de bajo y medio contenido de azufre S< 0,05% кг/МДж целесообразно использовать менее капиталоемкие технологии.

Las siguientes se consideran actualmente como las principales direcciones para seguir aumentando la eficiencia de los TPP de carbón:

aumento de los parámetros de vapor en comparación con el dominio de 24 MPa, 540/540 ° С con mejora simultánea de equipos y sistemas de plantas de energía de vapor;

desarrollo y mejora de prometedoras unidades CCGT de carbón;

mejora y desarrollo de nuevos sistemas de depuración de gases de combustión.

La mejora integral de los esquemas y equipos hizo posible aumentar la eficiencia de las unidades de energía de carbón supercrítico de aproximadamente un 40 a un 43-43,5% sin cambiar los parámetros del vapor. El aumento de los parámetros de 24 MPa 545/540 ° C a 29 MPa, 600/620 ° C aumenta la eficiencia en proyectos reales de carbón a aproximadamente un 47%. El aumento en el costo de las centrales eléctricas con unidades grandes (600-800 MW) debido al uso de materiales más costosos (por ejemplo, tubos austeníticos sobrecalentadores) en parámetros más altos es relativamente pequeño. Es del 2,5% con un aumento de la eficiencia del 43 al 45% y del 5,5 al 47%. Sin embargo, incluso este aumento de precio se amortiza a precios muy altos del carbón.

El trabajo sobre los parámetros supercríticos del vapor, que se inició a mediados del siglo pasado en Estados Unidos y la URSS, se ha comercializado en los últimos años en Japón y países de Europa Occidental con altos precios de la energía.

En Dinamarca y Japón, se han construido unidades de energía con una capacidad de 380-1050 MW con una presión de vapor vivo de 24-30 MPa y un sobrecalentamiento de hasta 580-610 ° C y están funcionando con éxito con carbón. Entre ellos hay bloques con doble recalentamiento hasta 580 ° С. La eficiencia de las mejores unidades japonesas está en el nivel del 45-46%, las danesas, que operan con agua fría en circulación con un vacío profundo, son 2-3% más altas.

En Alemania se han construido unidades de energía de lignito con una capacidad de 800-1000 MW con parámetros de vapor de hasta 27 MPa, 580/600 ° C y una eficiencia de hasta el 45%.

El trabajo en una unidad de potencia con parámetros de vapor supercríticos (30 MPa, 600/600 ° C), organizada en nuestro país, confirmó la realidad de crear una unidad de este tipo con una capacidad de 300-525 MW con una eficiencia de aproximadamente el 46% en los próximos años.

Un aumento de la eficiencia se logra no solo aumentando los parámetros de vapor (su contribución es de alrededor del 5%), sino también, en mayor medida, debido a un aumento en la eficiencia de la turbina (4.5%) y caldera (2.5%) y Mejora del equipamiento de la estación con disminución de pérdidas propias de su trabajo.

La cartera disponible en nuestro país se centró en la temperatura del vapor de 650 ° C y el uso generalizado de aceros austeníticos. Una pequeña caldera experimental con tales parámetros y una presión de vapor de 30.0 MPa ha estado operando desde 1949 en la CHP VTI experimental por más de 200 mil horas, está en funcionamiento y puede ser utilizada para propósitos de investigación y pruebas a largo plazo. Unidad de potencia SKR-100 en Kashirskaya SDPP con una caldera de 720 t / hy una turbina de 30 MPa / 650 ° C

trabajó en 1969 más de 30 mil horas, luego de la terminación de operación por causas ajenas a sus equipos, fue suspendida. En 1955, K. Rakov en VTI descubrió las posibilidades de crear una caldera con parámetros de vapor de 30 MPa / 700 ° C.

El uso de aceros austeníticos con altos coeficientes de expansión lineal y baja conductividad térmica para la fabricación de piezas masivas no calentadas: líneas de vapor, rotores y carcasas y accesorios de turbinas, provoca evidentes dificultades en el caso de cargas cíclicas inevitables para los equipos de potencia. Teniendo esto en cuenta, las aleaciones a base de níquel que pueden funcionar a temperaturas significativamente más altas pueden resultar más prácticas en la práctica.

Así, en EE. UU., Donde, tras una larga pausa, se ha retomado el trabajo encaminado a introducir parámetros supercríticos del vapor, se concentran principalmente en el desarrollo y ensayo de los materiales necesarios para ello.

Para piezas que operan a las presiones y temperaturas más altas: tubos de recalentamiento, colectores, líneas de vapor principales, se han seleccionado varias aleaciones a base de níquel. Para la ruta de recalentamiento, donde las presiones son significativamente más bajas, también se consideran los aceros austeníticos, y para temperaturas por debajo de 650 ° C, aceros ferríticos prometedores.

Durante 2003, está previsto identificar aleaciones mejoradas, procesos de fabricación y métodos de recubrimiento que aseguren el funcionamiento de las calderas de potencia a temperaturas de vapor de hasta 760 ° C, teniendo en cuenta los barridos característicos, los cambios de temperatura y la posible corrosión en el entorno del carbón real. productos de combustion.

También se planea ajustar los estándares de cálculo ASME para nuevos materiales y procesos y considerar el diseño y operación de equipos a temperaturas de vapor de hasta 870 ° C y presiones de hasta 35 MPa.

En los países de la Unión Europea, sobre la base del financiamiento cooperativo, se está desarrollando una unidad de energía de carbón mejorada con una temperatura máxima de vapor por encima de 700 ° C con la participación de un gran grupo de empresas de energía y construcción de maquinaria. Los parámetros de vapor vivo son aceptados para ello.

37,5 MPa / 700 ° C y ciclo con doble recalentamiento hasta 720 ° C a presiones de 12 y 2,35 MPa. A una presión en el condensador de 1.5-2.1 kPa, la eficiencia de dicha unidad debe ser superior al 50% y puede alcanzar el 53-54%. Y aquí los materiales son críticos. Están diseñados para proporcionar resistencia a largo plazo durante 100 mil horas, igual a 100 MPa a temperaturas:

aleaciones a base de níquel para tubos de los últimos haces de sobrecalentadores, colectores de salida, tuberías de vapor, carcasas y rotores de turbinas - 750 ° C;

aceros austeníticos para recalentadores - 700 ° C;

Aceros ferríticos-martensíticos para tuberías y colectores de calderas - 650 ° С.

Se están elaborando nuevos diseños de calderas y turbinas, tecnologías de fabricación (por ejemplo, soldadura) y nuevos diseños cerrados para reducir la necesidad de los materiales más costosos y el costo unitario de las unidades sin reducir los indicadores de confiabilidad y rendimiento típicos de los modernos. Unidades de energía de vapor.

La implementación de la unidad está programada para después de 2010, y el objetivo final en otros 20 años es lograr una eficiencia neta de hasta el 55% a temperaturas de vapor de hasta 800 ° C.

A pesar de los éxitos ya logrados y de las perspectivas existentes para una mayor mejora de las unidades de energía de vapor, los beneficios termodinámicos de las plantas combinadas son tan grandes que se presta mucha atención al desarrollo de unidades CCGT de carbón.

Dado que la combustión de combustible que contiene cenizas en la unidad de turbina de gas es difícil debido a la formación de depósitos en la ruta de flujo de las turbinas y la corrosión de sus partes, el trabajo sobre el uso de carbón en la unidad de turbina de gas se lleva a cabo principalmente en dos direcciones:

gasificación a presión, purificación de gas combustible y su combustión en una unidad de turbina de gas; la unidad de gasificación está integrada con la unidad de CCGT, cuyo ciclo y esquema son los mismos que para el gas natural;

combustión directa de carbón a presión en un generador de vapor de lecho fluidizado de alta presión, purificación y expansión de productos de combustión en una turbina de gas.

La implementación de los procesos de gasificación y purificación de gas artificial a partir de cenizas de carbón y compuestos de azufre a altas presiones permite aumentar su intensidad, reducir el tamaño y el costo de los equipos. El calor eliminado durante la gasificación se utiliza dentro del ciclo CCGT, y el vapor y el agua utilizados durante la gasificación, y algunas veces el aire, también se extraen de él. Las pérdidas derivadas de la gasificación del carbón y la limpieza del gas del generador reducen la eficiencia de la unidad CCGT. Sin embargo, con un diseño racional, puede ser bastante alto.

Las tecnologías de gasificación de carbón más desarrolladas y prácticamente aplicadas en lecho a granel, en lecho fluidizado y en corriente. El oxígeno se utiliza como agente oxidante, con menos frecuencia el aire. El uso de tecnologías desarrolladas industrialmente para purificar el gas de síntesis a partir de compuestos de azufre requiere un enfriamiento del gas a 40 ° C, que se acompaña de pérdidas adicionales de presión y rendimiento. El costo de los sistemas de refrigeración y purificación de gas es del 15 al 20% del costo total de los TPP. Actualmente, se están desarrollando activamente tecnologías de limpieza de gases a alta temperatura (hasta 540-600 ° C), que reducirán el costo de los sistemas y simplificarán su operación, además de reducir las pérdidas asociadas con la limpieza. Independientemente de la tecnología de gasificación, el 98-99% de la energía del carbón se transfiere a gas combustible.

En 1987-91. En la URSS, en el marco del programa estatal "Energía respetuosa con el medio ambiente", VTI y CKTI, junto con institutos de diseño, elaboraron en detalle varias unidades CCGT con gasificación de carbón.

La capacidad unitaria de las unidades (neta) fue de 250-650 MW. Las tres tecnologías de gasificación mencionadas anteriormente se consideraron en relación con los carbones más comunes: Berezovsky brown, Kuznetsk stone y ASh, que son muy diferentes en composición y propiedades. Se obtuvieron eficiencias de 39 a 45% y muy buen desempeño ambiental. En general, estos proyectos estaban en línea con el nivel mundial de entonces. En el extranjero, ya se han implementado unidades CCGT similares en modelos de demostración con una capacidad unitaria de 250-300 MW, y los proyectos domésticos se suspendieron hace 10 años.

A pesar de ello, las tecnologías de gasificación son de interés para nuestro país. En VTI, en particular, continúan

trabajos experimentales en la planta de gasificación mediante el método "solera" (con lecho a granel y remoción de escoria líquida) y estudios de optimización de circuitos CCGT.

Teniendo en cuenta el contenido moderado de azufre en los carbones domésticos más prometedores y los avances logrados en los indicadores económicos y ambientales de las centrales eléctricas tradicionales de carbón pulverizado con las que deberán competir estas centrales CCGT, las principales razones de su desarrollo son la posibilidad de lograr mayores niveles térmicos. eficiencia y menos dificultades para eliminar el CO2 del ciclo, en caso de que sea necesario (ver más abajo). Teniendo en cuenta la complejidad de la unidad CCGT con gasificación y el alto costo de su desarrollo y desarrollo, es aconsejable llevar la eficiencia de la unidad CCGT al nivel de 52-55%, el costo unitario de 1-1.05 del costo de el bloque de carbón, las emisiones de SO2 y NOX.< 20 мг/м3 и частиц не более 10 мг/м3. Для достижения их необходимо дальнейшее развитие элементов и систем ПГУ.

Reducir la temperatura del gas combustible en la salida del gasificador a 900-1000 ° C, limpiarlo de compuestos y partículas de azufre y dirigirlo a la cámara de combustión de la GTU a una temperatura elevada (por ejemplo, 500-540 ° C donde se pueden fabricar tuberías y accesorios de aceros económicos), utilizando aire en lugar de chorro de oxígeno, reduciendo la presión y las pérdidas de calor en el conducto gas-aire del sistema de gasificación y utilizando circuitos de intercambio de calor cerrados en su interior, es posible reducir la Pérdida de rendimiento asociada a la gasificación del 16-20 al 10-12% y reducir significativamente el consumo de energía por necesidades propias.

Los proyectos realizados en el exterior también indican una disminución significativa en el costo unitario de los TPP con CCGT con gasificación de carbón con un aumento de la productividad y capacidad unitaria de los equipos, así como con un aumento en el desarrollo tecnológico.

Otra posibilidad es una unidad CCGT con combustión de carbón en lecho fluidizado a presión. El aire requerido se suministra al lecho mediante un compresor de turbina de gas con una presión de 1-1.5 MPa, los productos de combustión, después de limpiar las cenizas y el arrastre, se expanden en la turbina de gas y realizan un trabajo útil. El calor liberado en el lecho y el calor de los gases de escape en la turbina se utilizan en el ciclo de vapor.

Realizar el proceso bajo presión manteniendo todas las ventajas propias de la combustión del carbón en lecho fluidizado puede incrementar significativamente la capacidad unitaria de los generadores de vapor y reducir sus dimensiones con una combustión más completa del carbón y la unión de azufre.

Las ventajas de una unidad CCGT con KSD son la combustión completa (con una eficiencia> 99%) de varios tipos de carbón, altos coeficientes de transferencia de calor y pequeñas superficies de calentamiento, temperaturas de combustión bajas (hasta 850 ° C) y, como resultado, pequeñas emisiones de NOX (menos de 200 mg / m3), sin escoriación, posibilidad de añadir un sorbente (piedra caliza, dolomita) a la capa y unir el 90-95% del azufre contenido en el carbón.

Se logra una alta eficiencia (40-42% en modo de condensación) en una unidad CCGT con KSD a potencia moderada (aprox. 100 MW el.) Y parámetros de vapor subcríticos.

Debido al pequeño tamaño de la caldera y la ausencia de desulfuración, el área ocupada por la unidad CCGT con KSD es pequeña. Posible entrega en bloque completo de sus equipos y construcción modular con una reducción en su costo y plazos.

Para Rusia, las CCGT con KSD son prometedoras, en primer lugar, para el reequipamiento técnico de las CHPP de carbón en áreas confinadas, donde es difícil ubicar el equipo ambiental necesario. Reemplazar calderas viejas con HSG con GTU también mejorará significativamente la eficiencia de estos CHPP y aumentará su capacidad eléctrica en un 20%.

En VTI, sobre la base de equipos domésticos, se elaboraron varios tamaños estándar de CCGT con KSD.

En condiciones económicas favorables, estas unidades CCGT podrían implementarse en nuestro país en poco tiempo.

La tecnología CCGT con KSD es más simple y más familiar para los ingenieros de energía que las plantas de gasificación, que son una producción química compleja. Son posibles varias combinaciones de ambas tecnologías. Su propósito es simplificar los sistemas de gasificación y depuración de gases y reducir sus pérdidas características por un lado, y aumentar la temperatura de los gases frente a la turbina y la potencia de la turbina de gas en esquemas con KSD por el otro lado.

Cierta moderación del público y que refleja los sentimientos de los expertos y los gobiernos al evaluar las perspectivas de un uso amplio y a largo plazo del carbón se asocia con el aumento de las emisiones de CO2 a la atmósfera y teme que estas emisiones puedan causar un cambio climático global, que habrá consecuencias catastróficas.

La discusión sobre la solidez de estos temores (no son compartidos por muchos especialistas competentes) no es el tema de este artículo.

Sin embargo, incluso si resultan ser correctos, en 40-60 años, cuando sea necesario, o incluso antes, es bastante realista crear TPP (o empresas de tecnología energética) competitivos que operen con carbón con emisiones insignificantes de CO2 a la atmósfera. .

Ya en la actualidad, es posible una reducción significativa de las emisiones de CO2 a la atmósfera de los TPP, en particular los de carbón, con la generación combinada de electricidad y calor y el aumento de la eficiencia de los TPP.

Usando los procesos y equipos ya dominados, es posible diseñar una unidad CCGT con gasificación de carbón, conversión de СО + Н2О en Н2О y СО2, y eliminación de СО2 del gas de síntesis.

El proyecto utilizó un Siemens GTU U94.3A con una temperatura de gas inicial de acuerdo con la norma ISO 1190 ° C, un gasificador PRENFLO (en línea, sobre polvo seco de carbón de Pittsburgh No. 8 y explosión de oxígeno), un reactor de turno y eliminación de gases ácidos: H2S, COS y CO2 en el sistema Rectisol de la empresa Lurgi.

Las ventajas del sistema son el reducido tamaño del equipo para realizar procesos de remoción de CO2 a alta presión (2 MPa), alta presión parcial y alta concentración de CO2. La eliminación de aproximadamente el 90% del CO2 se realiza por motivos económicos.

Se produce una disminución en la eficiencia de la unidad CCGT inicial cuando se elimina el CO2 debido a la pérdida de exergía durante la conversión exotérmica de CO (en un 2,5-5%), pérdidas de energía adicionales durante la separación de CO2 (en un 1%) y debido a una disminución en el consumo de productos de combustión a través de la turbina de gas y la caldera.utilizador después de la separación de СО2 (en un 1%).

La inclusión de dispositivos para la conversión de CO y la remoción de CO2 del ciclo en el circuito aumenta el costo unitario de un CCGT con GF en un 20%. Licuar CO2 agregará otro 20%. El costo de la electricidad aumentará en un 20 y 50%, respectivamente.

Como se mencionó anteriormente, los estudios nacionales y extranjeros indican la posibilidad de un aumento significativo adicional, hasta un 50-53%, en la eficiencia de las unidades CCGT con gasificación de carbón y, en consecuencia, sus modificaciones con la eliminación de CO2.

EPRI en EE. UU. Promueve la creación de complejos eléctricos de carbón que sean competitivos con las centrales térmicas que utilizan gas natural. Es recomendable construirlas por etapas para reducir las inversiones de capital inicial y recuperarlas más rápido, cumpliendo al mismo tiempo con los requisitos ambientales actuales.

La primera etapa: una unidad CCGT prometedora y respetuosa con el medio ambiente con GF.

Segunda etapa: implantación de un sistema de eliminación y transporte de CO2.

La tercera etapa: la organización de la producción de hidrógeno o combustible de transporte limpio.

Hay propuestas mucho más radicales. En examina, por ejemplo, una central eléctrica de carbón con emisiones "cero". Su ciclo tecnológico es el siguiente. El primer paso es la gasificación de una suspensión de carbón-agua con la adición de hidrógeno y la obtención de CH4 y H2O. Las cenizas de carbón se eliminan del gasificador y la mezcla de vapor y gas se purifica.

En el segundo paso, el carbono, que ha pasado a estado gaseoso, en forma de CO2, se une mediante óxido de calcio en un reformador, donde también se suministra agua purificada. El hidrógeno formado en él se utiliza en el proceso de hidrogasificación y se suministra, después de una purificación fina, a una celda de combustible de óxido sólido para generar electricidad.

En el tercer paso, el CaCO3 formado en el reformador se calcina utilizando el calor liberado en la pila de combustible y la formación de CaO y CO2 concentrado adecuado para su posterior procesamiento.

El cuarto paso consiste en convertir la energía química del hidrógeno en electricidad y calor, que se devuelve al ciclo.

El CO2 se elimina del ciclo y se mineraliza en el proceso de carbonización de minerales como, por ejemplo, el silicato de magnesio, que es omnipresente en la naturaleza en cantidades órdenes de magnitud superiores a las reservas de carbón. Los productos finales de la carbonatación se pueden eliminar en minas agotadas.

La eficiencia de convertir carbón en electricidad en un sistema de este tipo será de aproximadamente el 70%. A un costo total de eliminación de CO2 de 15 a 20 dólares EE.UU. por tonelada, aumentaría el costo de la electricidad en aproximadamente 0,01 dólares EE.UU. / kWh.

Las tecnologías consideradas son todavía una cuestión de un futuro lejano.

Hoy en día, la medida más importante para garantizar el desarrollo sostenible es la conservación de energía económicamente viable. En el campo de la producción, se asocia a un aumento de la eficiencia de conversión energética (en nuestro caso, en centrales térmicas) y al uso de tecnologías sinérgicas, es decir. producción combinada de varios tipos de productos en una instalación, algo así como tecnología energética, popular en nuestro país hace 40-50 años. Por supuesto, ahora se está llevando a cabo sobre una base técnica diferente.

El primer ejemplo de tales instalaciones fue CCGT con gasificación de residuos de petróleo, que ya se están utilizando en términos comerciales. El combustible para ellos son los desechos de las refinerías de petróleo (por ejemplo, coque o asfalto), y los productos son electricidad, vapor y calor de proceso, azufre comercial e hidrógeno utilizados en la refinería.

La calefacción urbana con generación combinada de electricidad y calor, muy extendida en nuestro país, es esencialmente una tecnología sinérgica ahorradora de energía y merece, en esta capacidad, mucha más atención de la que se le presta en la actualidad.

En las actuales condiciones de “mercado” del país, los costos de generación de electricidad y calor en las CHPP de turbinas de vapor equipadas con equipos obsoletos y no cargados de manera óptima son en muchos casos excesivamente altos y no aseguran su competitividad.

Esta disposición no debe utilizarse en modo alguno para revisar la idea fundamentalmente sólida de la cogeneración de electricidad y calor. Por supuesto, el problema no se resuelve con la redistribución de costos entre la electricidad y la calefacción, cuyos principios se han debatido infructuosamente en nuestro país durante muchos años. Pero la economía de las plantas de cogeneración y los sistemas de suministro de calor en su conjunto se puede mejorar significativamente mejorando las tecnologías (unidades CCGT binarias de gas, unidades CCGT de carbón, tuberías de calor preaisladas, automatización, etc.), cambios organizativos y estructurales y medidas de regulación gubernamental. Son especialmente necesarios en un país tan frío y con un largo período de calentamiento como el nuestro.

Es interesante comparar entre sí varias tecnologías de calor y energía. La experiencia rusa, tanto digital (fijación de precios) como metodológica, no proporciona motivos para tales comparaciones, y los intentos realizados en esta dirección no son lo suficientemente convincentes. De una forma u otra, hay que atraer fuentes extranjeras.

Los cálculos de muchas organizaciones, realizados sin coordinar los datos iniciales, tanto en nuestro país como en el exterior, muestran que sin un cambio radical en la relación de precios entre el gas natural y el carbón, que ahora se ha desarrollado en el exterior (el gas por unidad de calor es de aproximadamente dos veces más caras que el carbón), las unidades de CCGT modernas siguen siendo ventajas competitivas sobre las unidades de energía alimentadas con carbón. Para que esto cambie, la relación de estos precios debe aumentar a ~ 4.

Se realizó un interesante pronóstico para el desarrollo de tecnología en. Muestra, por ejemplo, que el uso de unidades de energía de vapor de fueloil se prevé hasta 2025, y unidades de energía de gas, hasta 2035; el uso de CCGT con gasificación de carbón, a partir de 2025, y pilas de combustible de gas, a partir de 2035; Las unidades CCGT alimentadas con gas natural se utilizarán después de 2100, la liberación de CO2 comenzará después de 2025 y en las unidades CCGT con gasificación de carbón después de 2055.

Con todas las incertidumbres de tales pronósticos, llaman la atención sobre la esencia de los problemas energéticos a largo plazo y las posibles formas de resolverlos.

Con el desarrollo de la ciencia y la tecnología, que se está produciendo en nuestro tiempo, los procesos que tienen lugar en las centrales térmicas se intensifican y complican cada vez más. El enfoque de su optimización está cambiando. No se lleva a cabo de acuerdo con técnicas, fue antes, sino de acuerdo con criterios económicos que reflejan los requisitos del mercado, que están cambiando y requieren una mayor flexibilidad de las instalaciones de calor y energía, su capacidad para adaptarse a las condiciones cambiantes. Ahora es imposible diseñar plantas de energía durante 30 años de funcionamiento casi sin cambios.

La liberalización y la introducción de relaciones de mercado en la industria de la energía eléctrica han provocado cambios importantes en las tecnologías de energía y calor, la estructura de propiedad y los métodos de financiación de la construcción de energía en los últimos años. Han surgido plantas de energía comerciales que operan en un mercado de electricidad libre. Los enfoques para la selección y el diseño de tales centrales eléctricas son muy diferentes de los tradicionales. A menudo, los TPP comerciales equipados con potentes unidades CCGT no cuentan con contratos que garanticen el suministro ininterrumpido de combustible gaseoso durante todo el año, y deben celebrar contratos sin garantía con varios proveedores de gas o estar respaldados con combustible líquido más caro con un aumento de el costo unitario de los TPP en un 4-5%.

Dado que el 65% de los costos del ciclo de vida de los TPP básicos y semi-pico están relacionados con el costo del combustible, aumentar su eficiencia es la tarea más importante. Su relevancia en la actualidad incluso ha aumentado, teniendo en cuenta la necesidad de reducir emisiones específicas a la atmósfera.

En condiciones de mercado, se han incrementado los requisitos de confiabilidad y disponibilidad de los TPP, que ahora se están evaluando desde un punto de vista comercial: la preparación es necesaria cuando la operación de los TPP está en demanda, y el precio de indisponibilidad en diferentes momentos es significativamente diferente.

El cumplimiento de los requisitos medioambientales y el apoyo de las autoridades locales y el público es fundamental.

En general, es aconsejable aumentar la potencia durante los períodos de carga máxima, incluso si esto se logra a costa de una cierta degradación de la eficiencia.

Se consideran especialmente las medidas para garantizar la confiabilidad y preparación de los TPP. Con este fin, el MTBF y el tiempo medio de recuperación se calculan en la etapa de diseño y se evalúa la eficiencia comercial de las posibles formas de mejorar la disponibilidad. Se presta mucha atención a

mejoramiento y control de calidad de proveedores de equipos y componentes, y en el diseño y construcción de centrales térmicas, así como aspectos técnicos y organizativos de mantenimiento y reparaciones.

En muchos casos, las paradas forzadas de las unidades de potencia son el resultado de un mal funcionamiento de los equipos auxiliares de su planta. Con esto en mente, el concepto de mantenimiento de todo el TPP está ganando popularidad.

Otro avance significativo fue la proliferación de servicios de marca. Los contratos prevén las garantías del contratista para la realización de reparaciones corrientes, medianas y mayores en un plazo determinado; el trabajo es realizado y supervisado por personal calificado, si es necesario en la fábrica; se mitiga el problema de los repuestos, etc. Todo esto aumenta significativamente la disponibilidad de centrales hidroeléctricas y reduce los riesgos de sus propietarios.

Hace quince o veinte años, la industria de la energía en nuestro país estaba en el nivel más moderno, quizás, a excepción de las turbinas de gas y los sistemas de automatización. Se desarrollaron activamente nuevas tecnologías y equipos, que no eran inferiores en nivel técnico a los extranjeros. Los proyectos industriales se basaron en la investigación de poderosas instituciones académicas y de la industria y universidades.

Durante los últimos 10 a 12 años, el potencial disponible en la industria de la energía eléctrica y la construcción de máquinas eléctricas se ha perdido en gran medida. Prácticamente han cesado el desarrollo y la construcción de nuevas centrales eléctricas y equipos avanzados. Raras excepciones son el desarrollo de las turbinas de gas GTE-110 y GTE-180 y el sistema de control de procesos automatizado KVINT y Kosmotronic, que se han convertido en un importante paso adelante, pero no han eliminado la brecha existente.

Hoy, dado el deterioro físico y la obsolescencia de los equipos, la industria energética rusa necesita urgentemente una renovación. Desafortunadamente, actualmente no existen condiciones económicas para la inversión activa en energía. Si tales condiciones surgen en los próximos años, las organizaciones científicas y técnicas nacionales podrán, con raras excepciones, desarrollar y fabricar equipos prometedores necesarios para la industria energética.

Por supuesto, el desarrollo de su producción estará asociado a grandes costos para los fabricantes, y el uso, antes de la acumulación de experiencia, con un riesgo conocido para los propietarios de las centrales eléctricas.

Es necesario buscar una fuente para compensar estos costos y riesgos, ya que es evidente que la producción propia de equipos de energía únicos responde a los intereses nacionales del país.

La propia industria de construcción de maquinaria eléctrica puede hacer mucho por sí misma, desarrollando la exportación de sus productos, creando así acumulaciones para su mejora técnica y mejora de la calidad. Esto último es esencial para la estabilidad y la prosperidad a largo plazo.

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