Estado actual y perspectivas de desarrollo de las centrales térmicas. Problemas y perspectivas para el desarrollo de la industria eléctrica en Rusia Perspectivas para el uso de tipos modernos de centrales eléctricas.

De vuelta atras

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La presentación es un material adicional para las lecciones sobre el desarrollo de la energía. La energía de cualquier país es la base del desarrollo. fuerzas productivas, creando la base material y técnica de la sociedad. La presentación refleja los problemas y perspectivas de todos los tipos de energía, (nuevos) tipos de energía prometedores, utilizando la experiencia de la pedagogía del museo, el trabajo de investigación 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 en optativas, cursos optativos), en la realización 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 materias primas y energía”.

En mi trabajo utilicé el método de aprendizaje basado en problemas, que consistía en crear situaciones problemáticas para los estudiantes y resolverlas en el proceso de actividades conjuntas de estudiantes y profesores. Al mismo tiempo, se tuvo en cuenta la máxima independencia de los estudiantes y bajo la dirección general de un docente que dirige las actividades de los estudiantes.

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

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

Los recursos naturales que se utilizan para generar energía son los recursos combustibles, los recursos hídricos, la energía nuclear y las formas alternativas de energía. La ubicación de la mayoría de las industrias depende del desarrollo de la electricidad. Nuestro país tiene enormes reservas de combustible y recursos energéticos. Rusia fue, es y será una de las principales potencias energéticas del mundo. Y esto no se debe sólo a que en las entrañas del país se encuentran el 12% de las reservas mundiales de carbón, el 13% del petróleo y el 36% de las reservas mundiales. gas natural, suficiente para satisfacer plenamente sus propias necesidades y para exportar a los países vecinos. Rusia se ha convertido en una de las principales potencias energéticas del mundo, principalmente debido a la creación de un potencial productivo, científico, técnico y humano único en el complejo de combustibles 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.

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

En consecuencia, el plazo es aún más estrecho. Sin embargo, sólo hoy la humanidad se está deshaciendo de ideas ideológicas que son prácticamente infinitas. Los recursos minerales son limitados y prácticamente irremplazables.

Problema energético.

Hoy, la energía del mundo se basa en fuentes de energía:

– Minerales combustibles;
– Fósiles orgánicos combustibles;
- La energía de los ríos. Tipos de energía no tradicionales;
- La energía del átomo.

Con el ritmo actual de aumento del coste de los recursos combustibles de la Tierra, el problema del uso de fuentes de energía renovables se vuelve cada vez más relevante y caracteriza la independencia energética y económica del Estado.

Ventajas y desventajas del TPP.

Ventajas del TPP:

1. El coste de la electricidad en las centrales hidroeléctricas es muy bajo;
2. Los generadores HPP se pueden encender y apagar con la suficiente rapidez dependiendo del consumo de energía;
3. Sin contaminación del aire.

Desventajas del TPP:

1. La construcción de una central hidroeléctrica puede ser más larga y costosa que otras fuentes de energía;
2. Los embalses pueden cubrir grandes áreas;
3. Las represas pueden dañar la pesca al bloquear el camino hacia las zonas de desove.

Ventajas y desventajas de HPP.

Ventajas de HPP:
– Construido de forma rápida y económica;
– Trabajar en modo constante;
– Colocado en casi todas partes;
– El predominio de las centrales térmicas en el sector energético de la Federación de Rusia.

Desventajas de HPP:

- Consumir un gran número de combustible;
– Requiere una parada prolongada durante las reparaciones;
– Se pierde mucho calor en la atmósfera, se emiten a la atmósfera muchos gases sólidos y nocivos;
– principales contaminantes ambiente.

En la estructura de la generación de electricidad en el mundo, el primer lugar lo ocupan 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 de una corriente de agua como fuente de energía. Las centrales hidroeléctricas suelen construirse en los ríos mediante la construcción de presas y embalses. La energía hidroeléctrica es la generación de electricidad mediante el uso de energía renovable fluvial, mareomotriz y geotérmica. Recursos hídricos. Este uso de recursos hídricos renovables implica gestionar inundaciones, fortalecer los cauces de los ríos, transferir recursos hídricos a zonas que sufren sequías y conservar los flujos de aguas subterráneas.
Sin embargo, incluso 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 están casi completamente utilizadas. 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 proporción energía Atómica alcanza el 12%. Las reservas de uranio extraído en Rusia tienen un potencial eléctrico de 15 billones. kWh, esto es lo que todas nuestras centrales eléctricas pueden producir en 35 años. Hoy en día sólo la energía nuclear
capaz de ser agudo y Corto plazo reducir el efecto invernadero. El problema actual es la seguridad de las centrales nucleares. El año 2000 fue el comienzo de la transición hacia enfoques fundamentalmente nuevos para la estandarización y la garantía de la seguridad radiológica de las centrales nucleares.
Más de 40 años de desarrollo 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 durante un accidente y el problema del procesamiento utilizado. combustible nuclear.

No convencional (energía alternativa)

1. Energía solar. Se trata del aprovechamiento de la radiación solar para obtener energía en cualquier forma. La energía solar utiliza una fuente de energía renovable y puede llegar a ser respetuosa con el medio ambiente en el futuro.

Ventajas energía solar:

– Disponibilidad pública e inagotabilidad de la fuente;
– En teoría, total seguridad 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 de manera suficientemente eficiente durante la mañana y el crepúsculo;
Las células fotovoltaicas contienen sustancias tóxicas como plomo, cadmio, galio, arsénico, etc., y durante su producción se consumen muchas otras sustancias peligrosas.

2. Energía eólica. Se trata de una industria energética especializada en el aprovechamiento de la energía eólica. energía cinética Masas de aire en la atmósfera. Dado que la energía eólica es 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 total instalada de todas las turbinas eólicas era de 94,1 gigavatios, cinco veces más que en 2000. Los parques eólicos de todo el mundo produjeron alrededor de 200 mil millones de kWh en 2007, lo que representa aproximadamente el 1,3% del consumo mundial de electricidad. Parque eólico costero Middelgrunden, cerca de Copenhague, Dinamarca. En el momento de su 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 hasta la fecha siguen prácticamente sin explotar. Una actitud conservadora hacia el desarrollo futuro del complejo de combustibles y energía prácticamente obstaculiza la introducción efectiva de la energía eólica, especialmente en las regiones del norte de Rusia, así como en la zona esteparia del Distrito Federal Sur y, en particular, en la región de Volgogrado. .

3. Energía termonuclear. El sol es un reactor termonuclear natural. Aún más interesante, aunque sea una perspectiva relativamente lejana, es el uso de la energía de fusión nuclear. Los reactores termonucleares, según los cálculos, consumirán menos combustible por unidad de energía, y tanto este combustible en sí (deuterio, litio, helio-3) como sus productos de síntesis no son radiactivos y, por tanto, seguros para el medio ambiente.

Perspectivas de la energía termonuclear. Esta área de la energía tiene un enorme potencial, actualmente, en el marco del proyecto "ITER", en el que participan Europa, China, Rusia, Estados Unidos, Corea del Sur y Japón, Francia está construyendo el mayor reactor termonuclear, con el objetivo de que es llevar la CNF (Fusión Termonuclear Controlada) a un nuevo nivel. Está previsto que la construcción finalice en 2010.

4. Biocombustibles, 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 semillas de colza, maíz y soja. Se distingue entre biocombustibles líquidos (para motores de combustión interna, por ejemplo, etanol, metanol, biodiesel) y gaseosos (biogás, hidrógeno).

Tipos de biocombustibles:

– Biometanol
– Bioetanol
– Biobutanol
- Dimetil éter
– Biodiésel
– Biogás
– Hidrógeno

En este momento los más desarrollados son el biodiesel y el hidrógeno.

5. Energía geotérmica. Escondidas debajo de las islas volcánicas de Japón se encuentran enormes cantidades de energía geotérmica, que se puede aprovechar extrayendo agua caliente y vapor. Beneficio: Emite alrededor de 20 veces menos dióxido de carbono al generar electricidad, reduciendo su impacto en el medio ambiente global.

6. La energía de las olas, los reflujos y los flujos. En Japón, la fuente de energía más importante son las turbinas undimotrices, que convierten el movimiento vertical de las olas del océano en presión de aire que hace girar las turbinas de los generadores eléctricos. En la costa de Japón se han instalado una gran cantidad de boyas que aprovechan la energía de los flujos y reflujos. Así se utiliza la energía oceánica 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 calor en electricidad es sólo del 10%. Esto limita las posibilidades de la energía solar. También surgen dificultades fundamentales a la hora de analizar las posibilidades de creación de generadores de alta potencia utilizando energía eólica, flujos y reflujos, 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 individuales de suministro de energía puede ser bastante impresionante.

Por supuesto, hay optimismo sobre las posibilidades de la energía termonuclear y otras formas eficientes de obtener energía, intensamente estudiadas por la ciencia, pero en la escala actual de producción de energía. El desarrollo práctico de estas posibles fuentes llevará 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 la producción de electricidad solar. El 90% de la energía solar producida en Japón se genera paneles solares en casas ordinarias. El gobierno japonés se ha fijado el objetivo de recibir en 2010 aproximadamente 4,8 millones de kilovatios de energía procedente de paneles solares. Generación de electricidad con biomasa en Japón. El gas metano se emite a partir de los residuos de cocina. Este gas hace funcionar un motor que genera electricidad y también se crean condiciones favorables para proteger el medio ambiente.

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1. Perspectivas de desarrollo de la ingeniería térmica.

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

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

Hoy en día, la demanda de petróleo y gas natural se cubre durante 50 a 70 años. Sin embargo, a pesar del crecimiento constante de la producción, estos períodos no han disminuido en los últimos 20 a 30 años, sino que han aumentado como resultado del descubrimiento de nuevos yacimientos 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 una escasez de combustibles fósiles. La cuestión es hacer el uso más racional de ellos para aumentar estándar de vida personas preservando incondicionalmente su hábitat. 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 razonables, no se utiliza con la suficiente eficacia.

Los consumidores de gas natural son las centrales térmicas tradicionales de turbina de vapor y las centrales térmicas, principalmente con una presión de vapor de 13 y 24 MPa (su eficiencia en modo de condensación es del 36-41%), pero también las centrales térmicas antiguas con parámetros significativamente más bajos y altos. costos de producción.

Es posible aumentar significativamente la eficiencia del uso del gas mediante el uso de turbinas de gas y tecnologías de ciclo combinado.

La potencia unitaria máxima de la turbina de gas hasta ahora ha alcanzado los 300 MW, la eficiencia en funcionamiento autónomo es del 36-38%, y en las turbinas de gas de ejes múltiples, creadas sobre la base de motores de avión con altas relaciones de presión, es del 40%. o más, la temperatura inicial del gas es 1300-1500 ° C, relación de compresión - 20-30.

Para garantizar el éxito práctico de la confiabilidad, la eficiencia térmica, los bajos costos específicos y operativos, hoy en día las turbinas de gas eléctricas se diseñan según el ciclo más simple, para la temperatura máxima alcanzable del gas (está en constante crecimiento), con tasas de aumento de presión cercanas a las óptimas. en términos de trabajo específico y eficiencia de las plantas combinadas, que aprovechan el calor de los gases de escape en la turbina. El compresor y la turbina están ubicados en el mismo eje. Las turbomáquinas forman una unidad compacta con una cámara de combustión incorporada: anular o bloque-anular. La zona de altas temperaturas y presión está localizada en un espacio pequeño, la cantidad de detalles que la perciben es pequeña y estos detalles están cuidadosamente elaborados. Estos principios son el resultado de años de evolución del diseño.

La mayoría de las turbinas de gas con una capacidad inferior a 25-30 MW se crearon en función del tipo de avión o barco. motores de turbina de gas(GTE), que se caracterizan por la ausencia de divisiones horizontales y el montaje de carcasas y rotores mediante divisiones verticales, el uso generalizado de rodamientos, peso y dimensiones reducidos. Los indicadores de vida útil y disponibilidad necesarios para la aplicación en tierra y el funcionamiento en centrales eléctricas se proporcionan en estructuras de aeronaves a costos aceptables.

Con una potencia de más de 50 MW, la turbina de gas está diseñada específicamente para centrales eléctricas y se ejecuta como monoeje, con relaciones de compresión moderadas y suficientes. alta temperatura gases de escape, facilitando el aprovechamiento de su calor. Para reducir el tamaño y el costo y aumentar la eficiencia, los GTP con una capacidad de 50 a 80 MW se fabrican a alta velocidad con un generador eléctrico accionado a través de una caja de cambios. Por lo general, estas turbinas de gas son aerodinámica y estructuralmente similares a unidades más potentes diseñadas para el accionamiento directo de generadores eléctricos con una velocidad de 3600 y 3000 rpm. Dicha simulación mejora la confiabilidad y reduce los costos de desarrollo y desarrollo.

El aire cíclico es el principal refrigerante en GTU. Se implementan sistemas de refrigeración por aire en toberas y palas de rotor, utilizando tecnologías que aportan las propiedades requeridas a un coste aceptable. El uso de vapor o agua para enfriar turbinas puede mejorar el rendimiento de las turbinas de gas y de vapor con los mismos parámetros de ciclo o proporcionar un aumento adicional en la temperatura inicial de los gases en comparación con el aire. A pesar de experiencia técnica Dado que el uso de sistemas de refrigeración con estos refrigerantes está lejos de estar tan desarrollado como con aire, su implementación se convierte en una cuestión práctica.

GTP dominó la combustión de gas natural "poco tóxica". Es más eficaz en cámaras de combustión que funcionan con una mezcla homogénea de gas previamente preparada con aire con grandes excesos de aire (a = 2-2,1) y con una temperatura de llama uniforme y relativamente baja (1500-1550 ° C). Con una organización de combustión de este tipo, la formación de NOX se puede limitar a 20-50 mg/m3 en condiciones normales (normalmente se refieren a productos de combustión que contienen un 15% de oxígeno) con una alta eficiencia 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" con combustibles líquidos. Sin embargo, aquí también hay algunos éxitos.

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

Las piezas de la turbina y de la cámara de combustión, que se lavan con gases a alta temperatura que contienen componentes que pueden causar oxidación o corrosión y experimentan altas cargas mecánicas y térmicas, están hechas de aleaciones complejas a base de níquel. Las palas se enfrían intensamente y están fabricadas con complejas trayectorias internas mediante el método de fundición de precisión, que permite utilizar materiales y obtener formas de piezas que son imposibles con otras tecnologías. En los últimos años se ha utilizado cada vez más la fundición de álabes con cristalización direccional y monocristalización, lo que permite mejorar significativamente sus propiedades mecánicas.

Las superficies de las piezas más calientes están protegidas por recubrimientos que previenen la corrosión y reducen la temperatura del metal base.

La simplicidad y el pequeño tamaño de incluso las turbinas de gas más potentes y sus equipos auxiliares hacen que sea técnicamente posible suministrarlas en grandes unidades fabricadas en fábrica con equipos auxiliares, tuberías y conexiones de cables, probados y ajustados para su funcionamiento normal. Cuando se instala en exteriores, un elemento de cada unidad es una carcasa (carcasa) que protege el equipo de las inclemencias del tiempo y reduce las emisiones sonoras. Los bloques se instalan sobre cimientos planos y se acoplan. El espacio debajo de la piel está ventilado.

La industria eléctrica rusa tiene muchos años de experiencia, aunque no inequívoca, en el funcionamiento de turbinas de gas con una potencia unitaria de 2,5 a 100 MW. Un buen ejemplo es la central termoeléctrica de turbina de gas, que funciona desde hace más de 25 años en las duras condiciones climáticas de Yakutsk, en un sistema energético aislado con una carga desigual.

Actualmente, las centrales eléctricas rusas funcionan con turbinas de gas que, en términos de parámetros e indicadores, son notablemente inferiores a las extranjeras. Para crear turbinas de gas modernas, es aconsejable combinar los esfuerzos de las empresas de ingeniería energética y de motores de aviones sobre la base de la tecnología de la aviación.

Ya se ha fabricado y se está probando una turbina de gas de potencia 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 basadas en motores de aviones o marinos. Varias unidades GTD-16 y GTD-25 de Mashinproekt, GTU-12 y GTU-16P de Perm Aviadvigatel, AL-31ST Saturn y NK-36 Dvigateli NK funcionan con un tiempo de funcionamiento de 15 a 25 mil horas por estación compresora de la planta principal. gasoductos. Desde hace muchos años funcionan allí cientos de turbinas de gas anteriores operadas por Trud (ahora Dvigateli NK) y Mashproekt. Existe una experiencia rica y, en general, positiva de operación en las centrales eléctricas de Mashproekt GTU con una capacidad de 12 MW, que sirvió de base para PT-15 más potentes.

En las modernas turbinas de gas de alta potencia, la temperatura de los gases de escape en la turbina es de 550-640 °C. Su calor se puede utilizar para el suministro de calor o utilizarlo en el ciclo de vapor, con un aumento en la eficiencia de la planta combinada de vapor y gas de hasta un 55-58%, como se obtiene actualmente. Son posibles y utilizadas en la práctica diversas combinaciones de ciclos de turbina de gas y turbina de vapor. Entre ellos dominan los binarios, con el suministro de todo el calor a la cámara de combustión de la turbina de gas, la producción de vapor de altos parámetros en la caldera de calor residual detrás de la turbina de gas y su uso en la turbina de vapor.

En la CHPP del noroeste de San Petersburgo, desde hace aproximadamente 2 años, se opera la primera STP de tipo binario en nuestro país. Su potencia es de 450 MW. El CCGT incluye dos turbinas de gas V94.2 desarrolladas por Siemens, suministradas por su empresa conjunta Interturbo con LMZ, dos calderas de calor residual y una turbina de vapor. El suministro de un sistema de control de procesos automatizado en bloque para una CCGT fue realizado por un consorcio de empresas occidentales. Todo el resto del equipo principal y auxiliar fue suministrado por empresas nacionales.

Al 1 de septiembre de 2002, la CCGT había funcionado 7200 horas en modo de condensación cuando operaba en el rango de control (300-450 MW) con una eficiencia promedio de 48-49%; su eficiencia estimada es del 51%.

En un CCGT similar al GTE-110 doméstico, es posible obtener incluso una eficiencia ligeramente mayor.

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

Con el uso de las turbinas de gas actualmente diseñadas es posible lograr un rendimiento significativamente mayor, no sólo en construcciones nuevas, sino también en el reequipamiento técnico de centrales térmicas existentes. Es importante que con el reequipamiento técnico manteniendo la infraestructura y una parte importante de los equipos y la implementación de unidades CCGT binarias en ellos, sea posible lograr valores de eficiencia cercanos a los óptimos con un aumento significativo en la potencia de las centrales eléctricas.

La cantidad de vapor que se puede generar en la caldera de calor residual instalada detrás del GTE-180 se acerca a la capacidad de un escape de la turbina de vapor K-300. Dependiendo del número de gases de escape almacenados durante el reequipamiento, es posible utilizar 1,2 o 3 GTE-180. Para evitar una sobrecarga de escape a bajas temperaturas exteriores, es recomendable utilizar un esquema de tres circuitos de la sección de vapor con recalentamiento de vapor, en el que se logra una gran potencia CCGT con un menor flujo de vapor al condensador.

Manteniendo las tres emisiones, la CCGT con una capacidad de aproximadamente 800 MW está ubicada en una celda de dos unidades de energía vecinas: una turbina de vapor permanece y la otra está desmantelada.

El coste unitario de estos reequipamientos según el ciclo CCGT será 1,5 o más veces más barato que el de las nuevas construcciones.

Soluciones similares son convenientes para el reequipamiento de centrales eléctricas alimentadas con gas con unidades de potencia de 150 y 200 MW. Se pueden utilizar ampliamente los GTE-110 menos potentes.

Por razones económicas, en primer lugar, las centrales térmicas necesitan un reequipamiento técnico. Las más atractivas para ellos son las CCGT binarias del tipo de la central de cogeneración del noroeste de San Petersburgo, que permiten aumentar considerablemente la generación de electricidad en función del consumo de calor y cambiar la relación entre las cargas eléctricas y térmicas en un amplio rango. manteniendo al mismo tiempo un alto factor general de utilización de combustible. El módulo elaborado en la central de cogeneración de Severo-Zapadnaya: GTU, una 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.

Cuando sus escapes estén completamente cargados, el caudal másico de vapor a través de las primeras etapas de estas turbinas será mucho menor que el nominal y será posible pasarlo a las presiones reducidas características del CCGT-450. Esto, además de reducir la temperatura del vapor vivo a menos de 500-510 ° C, eliminará el problema del agotamiento del recurso de estas turbinas. Aunque esto irá acompañado de una reducción en la potencia de las turbinas de vapor, la potencia total de la unidad aumentará más de 2 veces y su eficiencia en términos de generación de energía será significativamente mayor, independientemente del modo (suministro de calor). , que el de las mejores unidades de potencia de condensación.

Este cambio de indicadores afecta radicalmente la eficiencia de la cogeneración. Los costes 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 fueloil o carbón, pero también gas natural, en cantidad suficiente para alimentar la turbina de gas, pueden ser apropiadas superestructuras de turbinas de gas termodinámicamente menos eficientes.

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

Naturalmente, existen muchas oportunidades para seguir desarrollando las turbinas de gas y las plantas de ciclo combinado y mejorar su rendimiento. Se han diseñado en el extranjero CCGT con una eficiencia del 60% y la tarea es aumentarla hasta el 61,5-62% en el futuro previsible. Para hacer esto, en lugar de hacer circular el aire, la turbina de gas utiliza vapor de agua como refrigerante y se lleva a cabo una integración más estrecha de la turbina de gas y los ciclos de vapor.

Se abren oportunidades aún mayores con la creación de instalaciones "híbridas", en las que se construyen turbinas de gas (o CCGT) sobre una pila de combustible.

Las pilas de combustible de alta temperatura (FC), de óxido sólido o a base de carbonatos fundidos, que funcionan a temperaturas de 850 y 650 °C, sirven como fuentes de calor para la turbina de gas y el ciclo de vapor. En proyectos concretos con una capacidad de unos 20 MW, principalmente en EE.UU., se han obtenido eficiencias calculadas del 70%.

Estas unidades están diseñadas para funcionar con gas natural con reformado interno. Por supuesto, es posible que funcionen con gas de síntesis o hidrógeno puro obtenido de la gasificación del carbón y la creación de complejos en los que el procesamiento del carbón se integre en el ciclo tecnológico.

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

El segundo combustible energético más importante es el carbón. En Rusia, los depósitos de carbón más productivos, Kuznetsk y Kansko-Achinsk, se encuentran en el sur de Siberia central. Los carbones de estos depósitos son bajos en azufre. El costo de su extracción es bajo. Sin embargo, su ámbito de aplicación actualmente es limitado debido al elevado coste del transporte ferroviario. En la parte europea de Rusia, en los Urales y el Lejano Oriente, los costos de transporte superan el costo de extracción de carbón de Kuznetsk entre 1,5 y 2,5 veces, y Kansk-Achinsk, entre 5,5 y 7,0 veces.

En la parte europea de Rusia, el carbón se extrae mediante el método minero. Básicamente, se trata de brasas de Pechora, antracitas del sur de Donbass (los ingenieros energéticos reciben sus exámenes: multas) y lignitos de la región de Moscú. Todos ellos son ricos en cenizas y sulfurosos. Debido a las condiciones naturales (geológicas o climáticas), el coste de su producción es elevado y es difícil garantizar la competitividad cuando se utilizan en centrales eléctricas, especialmente con el inevitable endurecimiento de los requisitos medioambientales y el desarrollo del mercado de carbones térmicos en Rusia. .

Actualmente, las centrales térmicas utilizan carbones que varían mucho en calidad: más del 25% de su consumo total tiene un contenido de cenizas superior al 40%; 18,8% - poder calorífico inferior a 3.000 kcal/kg; 6,8 millones de toneladas de carbón - contenido de azufre superior al 3,0%. La cantidad total de lastre del carbón es de 55 millones de toneladas al 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 térmico.

La perspectiva del uso del carbón en la industria eléctrica rusa dependerá de la política estatal de precios del gas natural y del carbón. En los últimos años se ha producido 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 aumentarán más rápidamente y serán más altos que los precios del carbón en unos pocos años.

Para ampliar el uso de los carbones de Kuznetsk y Kansk-Achinsk, es aconsejable crear condiciones favorables para su transporte ferroviario y desarrollar métodos alternativos de transporte del carbón: por agua, por tuberías, en estado enriquecido, etc.

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

El uso de carbón en centrales eléctricas en unidades de energía de vapor tradicionales es comercialmente eficiente hoy y lo será en el futuro previsible. turbina de gas energía eléctrica industria 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 del carbón y la inestabilidad de sus características durante la entrega, poco después de su desarrollo en los bloques de carbón nacionales se alcanzaron altos indicadores técnicos, económicos y operativos.

Las calderas grandes utilizan la quema de polvo de carbón, principalmente con eliminación de cenizas sólidas. La combustión inferior mecánica no supera, por regla general, el 1-1,5% cuando se quema hulla y el 0,5% cuando se quema 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 funcionando en modo variable con descarga profunda o paradas nocturnas. Mantienen una eficiencia alta, cercana a la nominal, cuando están descargados a N3JI=0,4-=-0,5 NH0M.

Peor es la situación con la protección del medio ambiente. En las centrales térmicas de carbón rusas no hay sistemas operativos de desulfuración de gases de combustión ni sistemas catalíticos para su purificación 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 energía térmica, su armonización con el medio ambiente es de suma importancia. Esto es más difícil de lograr cuando se utiliza como combustible carbón, que contiene una parte mineral no combustible y compuestos orgánicos de azufre, nitrógeno y otros elementos que forman sustancias nocivas para la naturaleza, las personas o los edificios 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 atención y 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 efluentes contaminados a las masas 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 definición 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 provocar un aumento de los costes 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 las centrales térmicas. Por lo tanto, es legítimo hablar (¡y esforzarse!) por el mínimo impacto técnico y económico concebible de los TPP sobre el medio ambiente y, sin embargo, optar por mayores costes, de modo que la competitividad de los TPP siga asegurada. Algo similar se está haciendo ahora en muchos países desarrollados.

Volvamos, sin embargo, a las tradicionales centrales térmicas de carbón.

Por supuesto, en primer lugar se deben utilizar filtros eléctricos y de tela relativamente económicos, eficientes y dominados para eliminar el polvo radical de los gases de combustión emitidos a la atmósfera. Las dificultades con los precipitadores electrostáticos típicos de la industria energética rusa se pueden eliminar optimizando su tamaño y diseño, mejorando los sistemas de energía mediante dispositivos de preionización y CA, intermitentes o pulsados, y automatizando el control de los filtros. En muchos casos es aconsejable reducir la temperatura de los gases que entran en el 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 del horno y creando condiciones en las que la formación de óxidos de nitrógeno es pequeña o imposible.

En las calderas que funcionan con carbón Kansk-Achinsk, es aconsejable utilizar el principio probado de combustión a baja temperatura para reducir la formación de óxidos de nitrógeno. Con tres etapas de suministro de combustible, el coeficiente de exceso de aire en la zona de combustión activa será de 1,0-1,05. Un exceso de agente oxidante en esta zona, en presencia de una intensa transferencia de masa en el volumen, proporcionará una baja tasa de escoria. Para que la eliminación 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 sustitutiva de gases de recirculación. Con esta organización de la 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 de precombustión de polvo de carbón que reducirá las emisiones de NOx a menos de 200 mg/m3.

Cuando se utiliza carbón de Kuznetsk en unidades de 300 a 500 MW, se deben utilizar quemadores de baja toxicidad y combustión del combustible por etapas para reducir la formación de NOX. La combinación de estas actividades puede proporcionar emisiones de NOX.<350 мг/м3.

Es especialmente difícil reducir la formación de NOX durante la combustión de combustibles de baja reactividad (cenizas y pobre de Kuznetsk) en calderas con eliminación de cenizas líquidas. Actualmente, las concentraciones de NOX en dichas calderas son de 1.200 a 1.500 mg/m3. Si las centrales eléctricas disponen de gas natural, es aconsejable organizar una combustión en tres etapas con reducción de NOX en la parte superior del horno (proceso de requemadura). En este caso, los quemadores principales funcionan con un coeficiente de exceso de aire agor = 1,0-1,1 y se alimenta gas natural al horno junto con un agente secante para crear una zona de reducción. Un esquema de combustión de este tipo puede proporcionar concentraciones de NOX de hasta 500-700 mg/m3.

Se utilizan métodos químicos para limpiar los gases de combustión de los óxidos de nitrógeno. Hay dos tecnologías de tratamiento de nitrógeno utilizadas 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 la SNCR. Por el contrario, el consumo del agente reductor, normalmente amoníaco, es 2-3 veces menor en la tecnología SCR debido a la mayor selectividad del uso de amoníaco en comparación con el SNCR.

La tecnología SNCR, probada en una caldera de 420 t/h en la central de cogeneración de Togliatti, se puede utilizar en el reequipamiento técnico de centrales eléctricas de carbón con calderas que funcionan con eliminación de cenizas líquidas. Esto les proporcionará un nivel de emisiones de NOX = 300-350 mg/m3. En zonas con estrés medioambiental, la tecnología SCR se puede utilizar para lograr emisiones de NOX de alrededor de 200 mg/m3. En todos los casos, el uso de depuradores de nitrógeno debería ir precedido de medidas tecnológicas para reducir la formación de NOX.

Con la ayuda de las tecnologías actualmente dominadas, es posible una purificación económicamente aceptable de los productos de la combustión de combustible ácido con 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 purificación.

En nuestro país, en Dorogobuzhskaya GRES, se desarrolló y explotó comercialmente una instalación con una capacidad de 500-103 nm3 / h, implementando la tecnología de desulfuración de sulfato de amoníaco, en la que el amoníaco es el sorbente, y el sulfato de amonio comercial, que es un valioso fertilizante, es un subproducto.

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

Actualmente se consideran las siguientes direcciones principales para seguir mejorando la eficiencia de las centrales térmicas de carbón:

aumento de los parámetros de vapor en comparación con los ya adquiridos24 MPa, 540/540 °С con mejora simultánea de equipos y sistemas de centrales eléctricas de vapor;

desarrollo y mejora de prometedoras CCGT alimentadas con carbón;

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

La mejora integral de los esquemas y equipos permitió aumentar la eficiencia de las unidades de energía supercríticas alimentadas con carbón de aproximadamente 40 a 43-43,5% sin cambiar los parámetros del vapor. Aumentar los parámetros de 24 MPa, 545/540 °C a 29 MPa, 600/620 °C aumenta la eficiencia en proyectos reales con carbón hasta aproximadamente un 47%. El aumento en el costo de las centrales eléctricas con unidades grandes (600-800 MW) debido al uso de materiales más caros con parámetros más altos (por ejemplo, tubos austeníticos de sobrecalentadores) 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 un aumento de precio así se amortiza cuando los precios del carbón son muy altos.

El trabajo sobre parámetros de vapor supercríticos, iniciado a mediados del siglo pasado en los EE. UU. y la URSS, ha encontrado implementación industrial en Japón y países de Europa occidental con altos precios de la energía en los últimos años.

En Dinamarca y Japón se han construido y explotado con éxito unidades de energía con carbón 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. Entre ellos se encuentran los bloques con doble calentamiento hasta 580 °С. La eficiencia de los mejores bloques japoneses es del 45-46%, los daneses, que funcionan con agua fría en circulación y vacío profundo, son un 2-3% más altos.

En Alemania se construyeron unidades 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%.

Los trabajos organizados en nuestro país en una unidad de potencia con parámetros de vapor supercríticos (30 MPa, 600/600 °C) confirmaron la realidad de la creación de una unidad de este tipo con una capacidad de 300-525 MW y una eficiencia de alrededor del 46%. en los próximos años.

El aumento de la eficiencia se logra no solo mediante un aumento en los parámetros del vapor (su contribución es de aproximadamente el 5%), sino también, en mayor medida, gracias a un aumento en la eficiencia de la turbina (4,5%) y la caldera (2,5%). %) y la mejora del equipamiento de la estación con una disminución de las pérdidas propias de su trabajo.

La cartera disponible en nuestro país se centraba en una temperatura del vapor de 650°C y el uso generalizado de aceros austeníticos. En la central térmica experimental de VTI, una pequeña caldera experimental con estos parámetros y una presión de vapor de 30,0 MPa ha estado funcionando durante más de 200 mil horas desde 1949. Está en buen estado de funcionamiento y puede utilizarse con fines de investigación y pruebas a largo plazo. Unidad de energía SKR-100 en Kashirskaya GRES con una caldera con una capacidad de 720 t/h y una turbina de 30 MPa/650 °С

trabajó en 1969 más de 30 mil horas, tras el cese de su funcionamiento por motivos no relacionados con su equipamiento, fue suspendido. En 1955, K. Rakov en VTI evaluó 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: tuberías de vapor, rotores y carcasas y accesorios de turbinas causa dificultades obvias bajo las inevitables cargas cíclicas para los equipos eléctricos. Teniendo esto en cuenta, las aleaciones a base de níquel capaces de funcionar a temperaturas significativamente más altas pueden ser más adecuadas en la práctica.

Por eso, en EE.UU., donde después de una larga pausa se han reanudado los trabajos para introducir parámetros de vapor supercríticos, se concentran principalmente en el desarrollo y prueba de los materiales necesarios para ello.

Para las piezas que operan a las presiones y temperaturas más altas: se seleccionaron tuberías de sobrecalentador, cabezales, líneas principales de vapor y varias aleaciones a base de níquel. Para la ruta de recalentamiento, donde las presiones son significativamente más bajas, también se consideran aceros austeníticos, y para temperaturas inferiores a 650 °C, se consideran aceros ferríticos prometedores.

Durante 2003, se prevé identificar aleaciones, procesos de fabricación y métodos de recubrimiento mejorados que garanticen el funcionamiento de calderas eléctricas a temperaturas de vapor de hasta 760 ° C, teniendo en cuenta las alineaciones características, los cambios de temperatura y la posible corrosión en el entorno de la combustión real de carbón. productos.

También se prevé corregir las normas 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, gracias a la financiación cooperativa, se está desarrollando una unidad de energía mejorada de carbón pulverizado con una temperatura máxima del vapor superior a 700 °C, con la participación de un gran grupo de empresas energéticas y de construcción de maquinaria. Para ello se toman los parámetros del vapor fresco.

37,5 MPa/700 °С y doble ciclo de recalentamiento hasta 720 °С a presiones de 12 y 2,35 MPa. Con 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 una resistencia a largo plazo de más de 100 mil horas equivalente a 100 MPa a temperaturas:

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

aceros austeníticos para sobrecalentadores - 700 °C;

Aceros ferrítico-martensíticos para tuberías de calderas y colectores - 650 °C.

Se están desarrollando nuevos diseños de calderas y turbinas, técnicas de fabricación (como la soldadura) y nuevos diseños ajustados para reducir la necesidad de los materiales más caros y el costo unitario de las unidades sin comprometer la confiabilidad y las características de rendimiento de las modernas unidades de energía de vapor.

La implementación del bloque está prevista para después de 2010, y el objetivo final en otros 20 años es lograr una eficiencia neta de hasta el 55% con temperaturas de vapor de hasta 800 °C.

A pesar de los éxitos ya alcanzados y de las perspectivas de seguir mejorando las unidades de energía de vapor, los beneficios termodinámicos de las centrales combinadas son tan grandes que se presta mucha atención al desarrollo de CCGT alimentadas con carbón.

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

gasificación bajo presión, depuración de gas combustible y su combustión en turbinas de gas; la unidad de gasificación está integrada a la CCGT, cuyo ciclo y esquema siguen siendo los mismos que para el gas natural;

combustión directa de carbón bajo 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 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 de él también se extraen el vapor y el agua utilizados en la gasificación y, a veces, el aire. Las pérdidas derivadas de la gasificación del carbón y la purificación del gas del generador reducen la eficiencia de las CCGT. Sin embargo, con un diseño racional, puede ser bastante elevado.

Las tecnologías de gasificación del carbón en lecho masivo, en lecho fluidizado y en corriente son las más desarrolladas y aplicadas en la práctica. El oxígeno se utiliza como agente oxidante, con menos frecuencia aire. El uso de tecnologías desarrolladas industrialmente para limpiar el gas de síntesis de compuestos de azufre requiere enfriar el gas a 40 °C, lo que va acompañado de pérdidas adicionales de presión y rendimiento. El coste de los sistemas de refrigeración y purificación de gas representa entre el 15 y el 20% del coste total de las centrales termoeléctricas. Actualmente se están desarrollando activamente tecnologías de limpieza de gases a alta temperatura (hasta 540-600 °C), que reducirán el coste de los sistemas y simplificarán su funcionamiento, además de reducir las pérdidas asociadas con la limpieza. Independientemente de la tecnología de gasificación, entre el 98 y el 99 % de la energía del carbón se convierte en gas combustible.

En 1987-91. En la URSS, en el marco del programa estatal "Energía limpia", VTI y CKTI, junto con los institutos de diseño, han elaborado en detalle varias CCGT con gasificación de carbón.

La capacidad unitaria de las unidades (neta) era de 250 a 650 MW. Las tres tecnologías de gasificación mencionadas anteriormente se consideraron en relación con los carbones más comunes: el marrón Berezovsky, la piedra Kuznetsk y el AS, que son muy diferentes en composición y propiedades. Se obtuvieron eficiencias del 39 al 45% y muy buen desempeño ambiental. En general, estos proyectos coincidían bastante con el nivel mundial de entonces. En el extranjero, ya se han implementado CCGT similares en muestras de demostración con una capacidad unitaria de 250 a 300 MW, y los proyectos nacionales finalizaron hace 10 años.

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

Trabajos experimentales en una planta de gasificación según el método "hogar" (con capa a granel y eliminación de cenizas líquidas) y estudios de optimización de esquemas CCGT.

Dado el moderado contenido de azufre de los carbones nacionales más prometedores y los avances logrados en el desempeño económico y ambiental de las unidades de energía tradicionales de carbón pulverizado con las que tendrán que competir estas CCGT, las principales razones para su desarrollo son la posibilidad de lograr una mayor eficiencia térmica. y menos dificultad para eliminar el CO2 del ciclo, en caso de que sea necesario (ver más abajo). Teniendo en cuenta la complejidad de las CCGT con gasificación y el alto costo de su desarrollo y desarrollo, es aconsejable tomar la eficiencia de las CCGT en un nivel del 52-55%, el costo específico es de 1-1,05 del costo de un bloque de carbón, SO2. y emisiones de NOX como objetivos finales.< 20 мг/м3 и частиц не более 10 мг/м3. Для достижения их необходимо дальнейшее развитие элементов и систем ПГУ.

Reduciendo la temperatura del gas combustible a la salida del gasificador a 900-1000 °C, purificándolo de compuestos y partículas de azufre y dirigiéndolo a la cámara de combustión de la turbina de gas a una temperatura elevada (por ejemplo, 500-540 °C en el que se pueden fabricar tuberías y accesorios de acero económico), utilizando aire en lugar de oxígeno, reduciendo las pérdidas de presión y calor en el camino gas-aire del sistema de gasificación y utilizando circuitos de intercambio de calor cerrados en su interior, es posible reducir la pérdida de eficiencia 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 extranjero también atestiguan una reducción significativa del coste unitario de las centrales térmicas con CCGT con gasificación de carbón, con un aumento de la productividad y de la capacidad unitaria de los equipos, así como con un aumento del desarrollo de la tecnología.

Otra posibilidad es una unidad CCGT con combustión de carbón en lecho fluidizado bajo presión. El aire necesario se suministra a la capa mediante un compresor de turbina de gas con una presión de 1-1,5 MPa, los productos de combustión después de la limpieza de las cenizas y el arrastre se expanden en la turbina de gas y producen un trabajo útil. El calor liberado en la capa y el calor de los gases expulsados ​​en la turbina se utilizan en el ciclo de vapor.

La realización del proceso bajo presión, manteniendo todas las ventajas características de la combustión de carbón en lecho fluidizado, permite aumentar significativamente la potencia unitaria de los generadores de vapor y reducir sus dimensiones con una combustión más completa del carbón y la unión del azufre.

Las ventajas de 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, bajas temperaturas de combustión (hasta 850 °C) y, como resultado, pequeñas ( menos de 200 mg/m3) emisiones de NOX, ausencia de escoria, posibilidad de añadir sorbente (piedra caliza, dolomita) a la capa y unir entre el 90 y el 95% del azufre contenido en el carbón.

Se logra una alta eficiencia (40-42% en modo de condensación) en CCGT con PCR a potencia moderada (alrededor de 100 MWel.) y parámetros de vapor subcríticos.

Debido al pequeño tamaño de la caldera y la falta de desulfuración, el área ocupada por el CCGT con KSD es pequeña. Es posible la entrega completa en bloque de sus equipos y la construcción modular con una reducción de costos y plazos.

Para Rusia, las CCGT con KSD son prometedoras, en primer lugar, para el reequipamiento técnico de centrales eléctricas de carbón en lugares estrechos, donde es difícil ubicar el equipo ambiental necesario. La sustitución de calderas antiguas por HPG con turbinas de gas también mejorará significativamente la eficiencia de estas plantas de cogeneración y aumentará su capacidad eléctrica en un 20%.

En VTI, sobre la base del equipamiento doméstico, se desarrollaron varios tamaños estándar de CCGT con KSD.

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

La tecnología CCGT con KSD es más sencilla y familiar para los ingenieros energéticos que las plantas de gasificación, que son una producción química compleja. Son posibles varias combinaciones de ambas tecnologías. Su objetivo es simplificar los sistemas de gasificación y purificación de gas y reducir sus pérdidas características, por un lado, y aumentar la temperatura del gas delante de la turbina y la potencia de la turbina de gas en esquemas con KSD, por otro lado.

Cierta reticencia del público, de los expertos y de los gobiernos a reflejar sus sentimientos al evaluar las perspectivas de un uso generalizado y a largo plazo del carbón está asociada con el aumento de las emisiones de CO2 a la atmósfera y el temor de que estas emisiones puedan causar un cambio climático global, que tendrá consecuencias catastróficas. .

Una discusión sobre la validez de estos temores (no son compartidos por muchos expertos competentes) no es el tema del artículo.

Sin embargo, incluso si resultan ser correctas, dentro de 40 a 60 años, cuando sea necesario, o incluso antes, es bastante realista crear centrales térmicas (o empresas de tecnología energética) competitivas que funcionen con carbón y con emisiones insignificantes de CO2 en la atmósfera.

Hoy en día ya es posible una reducción significativa de las emisiones de CO2 a la atmósfera procedentes de las centrales térmicas, en particular de las que funcionan con carbón, mediante la generación combinada de electricidad y calor y un aumento de la eficiencia de las centrales térmicas.

Utilizando los procesos y equipos ya dominados, es posible diseñar una CCGT con gasificación del carbón, conversión de CO + H2O en H2O y CO2 y eliminación de CO2 del gas de síntesis.

En el proyecto se utilizó GTU U94.3A de Siemens con una temperatura inicial del gas según la norma ISO1190 °C, un gasificador PRENFLO (en línea, con polvo seco del carbón Pittsburgh No. 8 y explosión de oxígeno), un reactor de cambio y eliminación de Gases ácidos: H2S, COS y CO2 en el sistema Rectizol de Lurgi.

Las ventajas del sistema son el pequeño tamaño del equipo a la hora de realizar procesos de eliminación de CO2 a alta presión (2 MPa), alta presión parcial y concentración de CO2. Por motivos económicos se acepta la eliminación de aproximadamente el 90% del CO2.

La disminución de la eficiencia del CCGT original al eliminar CO2 se produce debido a pérdidas 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 el usuario de la caldera después de la separación del CO2 (en un 1%).

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

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

EPRI en Estados Unidos promueve la creación de complejos energéticos alimentados con carbón que sean competitivos con las centrales térmicas que funcionan con gas natural. Es aconsejable construirlos por etapas para reducir las inversiones de capital iniciales y amortizarlas más rápidamente, cumpliendo al mismo tiempo con los requisitos medioambientales actuales.

Primera etapa: prometedoras CCGT respetuosas con el medio ambiente con GF.

Segunda etapa: implementación 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. B considera, por ejemplo, una central térmica alimentada con carbón con emisiones "cero". Su ciclo tecnológico es el siguiente. El primer paso es la gasificación de la suspensión de agua y carbón con la adición de hidrógeno y la producción de CH4 y H2O. Las cenizas de carbón se retiran del gasificador y se purifica la mezcla de gas y vapor.

En el segundo paso, el carbono que ha pasado al estado gaseoso, en forma de CO2, se une al óxido de calcio en el reformador, al que también se suministra agua purificada. El hidrógeno que se forma en él se utiliza en el proceso de hidrogasificación y, tras una fina purificación, se introduce en una pila 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 es 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 los procesos de carbonización de minerales como, por ejemplo, el silicato de magnesio, que se encuentra en todas partes en la naturaleza en cantidades que son órdenes de magnitud mayores que las reservas de carbón. Los productos finales de la carbonización pueden quedar enterrados en minas agotadas.

La eficiencia de convertir carbón en electricidad en un sistema de este tipo será de aproximadamente el 70%. Con un coste total de eliminación de CO2 de 15-20 dólares/tonelada, aumentaría el coste de la electricidad en aproximadamente 0,01 dólares/kWh.

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

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

El primer ejemplo de este tipo de unidades fue el CCGT con gasificación de residuos de petróleo, que ya se utilizan en condiciones comerciales. El combustible para ellos son los residuos de las refinerías de petróleo (por ejemplo, coque o asfalto), y los productos son la electricidad, el vapor y el calor de proceso, el azufre comercial y el hidrógeno utilizado en las refinerías.

La cogeneración con generación combinada de electricidad y calor, muy extendida en nuestro país, es esencialmente una tecnología de sinergia de ahorro de energía y merece mucha más atención en esta capacidad de la que recibe actualmente.

En las condiciones de "mercado" imperantes en el país, los costos de generación de electricidad y calor en plantas de cogeneración con turbinas de vapor equipadas con equipos obsoletos y no cargados de manera óptima son en muchos casos excesivamente altos y no garantizan su competitividad.

En ningún caso debería utilizarse esta disposición para revisar la idea fundamentalmente sólida de la generación combinada de calor y electricidad. Por supuesto, la cuestión no se resuelve con la redistribución de costes entre electricidad y calor, cuyos principios se discuten infructuosamente en nuestro país desde hace muchos años. Pero la economía de las plantas de cogeneración y de los sistemas de suministro de calor en general se puede mejorar significativamente mejorando las tecnologías (CCGT binaria alimentada por gas, PCC alimentada por carbón, tuberías de calor preaisladas, automatización, etc.), cambios organizativos y estructurales y regulaciones gubernamentales. medidas. Son especialmente necesarios en un país tan frío como el nuestro, con una larga temporada de calefacción.

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

Los cálculos de muchas organizaciones, realizados sin coordinación de los datos iniciales, tanto en nuestro país como en el extranjero, 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 extranjero (el gas por unidad de calor es aproximadamente el doble tan caras como el carbón), las CCGT modernas mantienen ventajas competitivas sobre las unidades de energía de carbón. Para que esta posición cambie, la relación de estos precios debe aumentar a ~4.

En se hizo una interesante previsión para el desarrollo de tecnologías. De él se desprende, por ejemplo, que el uso de unidades de energía de vapor de fueloil está previsto hasta 2025, y 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 CCGT que funcionan con gas natural también se utilizarán después de 2100, las emisiones de CO2 comenzarán después de 2025 y las 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 en nuestro tiempo, los procesos que ocurren en las centrales térmicas se vuelven cada vez más intensificados y complicados. El enfoque para su optimización está cambiando. No se lleva a cabo según criterios técnicos, como solía ser, sino según criterios económicos que reflejan las necesidades del mercado que cambian y requieren una mayor flexibilidad de las instalaciones de energía térmica, su capacidad de adaptarse a las condiciones cambiantes. Hoy en día es imposible diseñar centrales eléctricas para 30 años de funcionamiento casi sin cambios.

La liberalización y la introducción de relaciones de mercado en la industria de la energía eléctrica en los últimos años han provocado cambios serios en las tecnologías de calor y energía, la estructura de propiedad y los métodos de financiación de la construcción de energía. Han surgido centrales eléctricas comerciales que operan en el mercado libre de electricidad. Los enfoques para la selección y el diseño de este tipo de centrales eléctricas son muy diferentes de los tradicionales. A menudo, las centrales térmicas comerciales equipadas con potentes centrales de ciclo combinado 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 respaldadas por combustible líquido más caro. con un aumento en el costo unitario del TPP en un 4-5%.

Dado que el 65% de los costos del ciclo de vida de las centrales térmicas de base y semipico son costos de combustible, mejorar su eficiencia es un desafío importante. Su relevancia hoy incluso ha aumentado, teniendo en cuenta la necesidad de reducir emisiones específicas a la atmósfera.

En las condiciones del mercado, han aumentado los requisitos de confiabilidad y disponibilidad de las centrales térmicas, que ahora se están evaluando desde un punto de vista comercial: la preparación es necesaria cuando la operación de una central térmica tiene demanda y el precio de la indisponibilidad en diferentes los tiempos son significativamente diferentes.

El cumplimiento de los requisitos medioambientales y el apoyo de las autoridades locales y del público son esenciales.

Como regla general, es aconsejable aumentar la potencia durante los períodos de máxima carga, incluso si esto conlleva una cierta degradación de la eficiencia.

Se presta especial atención a las medidas para garantizar la fiabilidad y disponibilidad de las centrales térmicas. Para ello, en la fase de diseño se calcula el MTBF y el tiempo medio de recuperación y se evalúa la efectividad comercial de posibles formas de mejorar la disponibilidad. Se presta mucha atención

mejorar y controlar la calidad de los proveedores de equipos y componentes, y en el diseño y construcción de centrales térmicas, así como los aspectos técnicos y organizativos de mantenimiento y reparación.

En muchos casos, las paradas forzadas de las unidades de energía son el resultado de mal funcionamiento de los equipos auxiliares de la planta. En este sentido, está ganando terreno el concepto de mantenimiento de toda la planta de cogeneración.

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

Hace quince o veinte años, la industria eléctrica en nuestro país estaba en el nivel más moderno, quizás, excepto 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 industrias e instituciones académicas y universidades.

En los últimos 10 a 12 años se ha perdido en gran medida el potencial de la industria eléctrica y de la ingeniería energética. El desarrollo y construcción de nuevas centrales eléctricas y equipos avanzados prácticamente ha cesado. Las raras excepciones son el desarrollo de las turbinas de gas GTE-110 y GTE-180 y los sistemas automatizados de control de procesos KVINT y Kosmotronik, que supusieron un importante paso adelante, pero no eliminaron el retraso existente.

Hoy en día, teniendo en cuenta el deterioro físico y la obsolescencia de los equipos, la industria energética rusa necesita urgentemente una renovación. Lamentablemente, actualmente no existen condiciones económicas para una inversión activa en energía. Si tales condiciones surgen en los próximos años, las organizaciones científicas y técnicas nacionales podrán, salvo raras excepciones, desarrollar y producir equipos avanzados necesarios para el sector energético.

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

Debemos buscar una fuente para compensar estos costos y riesgos, ya que está claro que nuestra propia producción de equipos eléctricos únicos está en consonancia con los intereses nacionales del país.

La industria energética puede hacer mucho por sí misma desarrollando la exportación de sus productos, creando así acumulación para su mejora técnica y de calidad. Esta última es la condición más importante para la estabilidad y la prosperidad a largo plazo.

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Para evaluar las perspectivas de las centrales térmicas, 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 se pueden ubicar con relativa libertad, teniendo en cuenta el combustible utilizado. Las centrales térmicas alimentadas por gas se pueden construir en cualquier lugar, ya que el transporte de gas y fuel oil es relativamente barato (en comparación con el carbón). Es aconsejable ubicar las centrales térmicas de carbón pulverizado cerca de las fuentes de extracción de carbón. Hoy en día, la industria termoeléctrica del "carbón" se ha desarrollado y tiene un marcado carácter regional.
• 2. El costo unitario de la capacidad instalada (el costo de 1 kW de capacidad instalada) y el período de construcción de las centrales nucleares son mucho más cortos que los de las centrales nucleares y las centrales hidroeléctricas.
• 3. La producción de electricidad en las centrales hidroeléctricas, 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 las centrales térmicas son significativamente menores que las de las centrales nucleares y, por supuesto, no se pueden comparar con las centrales hidroeléctricas, cuyo impacto sobre el medio ambiente puede estar lejos de ser regional. Un ejemplo son las cascadas de las centrales hidroeléctricas en el río. Volga y Dnieper.
• 5. En los TPP se puede quemar casi cualquier combustible, incluidos los carbones de menor calidad lastrados con cenizas, agua y rocas.
• 6. A diferencia de las centrales nucleares, no existen problemas con la eliminación de las centrales térmicas al final de su vida útil. Como regla general, la infraestructura de una central térmica "sobrevive" significativamente a los equipos principales instalados en ella (calderas y turbinas), y a los edificios, una sala de turbinas, sistemas de suministro de agua y combustible, etc., que constituyen la mayor parte de Los fondos sirven durante mucho tiempo. La mayoría de las centrales nucleares construidas durante 80 años según el plan GOELRO todavía están en funcionamiento y seguirán funcionando después de la instalación de turbinas y calderas nuevas y más avanzadas.

Además de estas ventajas, el 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 ácido con alto contenido de cenizas. Es cierto que las centrales nucleares 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 central nuclear. Que una vez finalizada su vida útil, o que las centrales hidroeléctricas, que inundan grandes superficies de terreno económico y cambien el clima regional, sean ecológicamente más "limpias" sólo es posible con un grado significativo de convencionalidad.
• 2. Las centrales térmicas tradicionales tienen una eficiencia relativamente baja (mejor que las centrales nucleares, pero mucho peor que las CCGT).
• 3. A diferencia de las UHE, las CTE apenas participan en la cobertura de la parte variable del programa de carga eléctrica diaria.
• 4. Las centrales térmicas dependen en gran medida del suministro de combustible, a menudo importado.

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

Las perspectivas de 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 (petróleo, fueloil) como portador de energía (alto contenido calórico, facilidad de transporte), su uso en las centrales térmicas se reducirá cada vez más no sólo debido a las reservas limitadas, sino también a su gran Valor como materia prima para la industria petroquímica. Para Rusia también es de considerable importancia el valor de las exportaciones de combustible líquido (petróleo). Por lo tanto, el combustible líquido (fuel oil) en las centrales térmicas se utilizará como combustible de reserva en las centrales de gasóleo o como combustible auxiliar en las centrales alimentadas con carbón pulverizado, lo que garantiza una combustión estable del polvo de carbón en la caldera en determinados modos.

El uso de gas natural en centrales térmicas de turbinas de vapor de condensación es irracional: para ello, deberían utilizarse plantas de ciclo combinado del tipo aprovechable basadas en turbinas de gas de alta temperatura.

Por lo tanto, la lejana perspectiva de utilizar centrales térmicas de turbinas de vapor clásicas tanto en Rusia como en el extranjero se asocia principalmente con el uso de carbón, especialmente carbón de baja calidad. Esto, por supuesto, no significa el cese de funcionamiento de las centrales térmicas de gasóleo, que paulatinamente serán sustituidas por PTU.

B.P. Varnavsky, miembro del consejo editorial de NT, director de producción de energía y construcción de capital, OJSC EuroSibEnergo, Moscú

Sobre la importancia de las centrales térmicas en la Unión Soviética

Las centrales combinadas de calor y energía (CHP) desempeñaron un papel clave en el desarrollo del sistema energético de la Unión Soviética. Todo el mundo era consciente de que el desarrollo intensivo de la industria necesitaba una enorme cantidad de electricidad y, lo más importante, energía térmica industrial. En base a esto, fueron las centrales térmicas las que recibieron un desarrollo fundamental como forma clave de suministro de energía para las grandes empresas industriales y las ciudades en las que (o cerca de las cuales) estaban ubicadas estas instalaciones industriales.

Por ejemplo, la refinería de petróleo de Omsk, incluida en el ranking de las 100 principales refinerías del mundo, es la única empresa de esta lista que no tiene su propia estación de bloques, pero recibe calor y electricidad de centrales térmicas externas.

En países extranjeros, se siguió un principio diferente para el desarrollo de un esquema de suministro de energía: cada gran empresa industrial (con grandes volúmenes de consumo de energía térmica, con un alto rendimiento de recursos secundarios y la necesidad de su eliminación) debe tener su propio propia estación de bloques, que garantizará sus necesidades de electricidad y calor - energía. En este caso, es posible optimizar el esquema de suministro de energía de cualquier empresa, evitando intermediarios.

Hablando de las centrales térmicas nacionales, cuyo número aumentó rápidamente hasta 1990, cabe señalar que en los años soviéticos se formó un tipo de central térmica, que es (dependiendo del tipo de carga) un conjunto equilibrado de turbinas PT. , Tipos T y R. Apareció un proyecto que recibió el nombre de "Proyecto típico de CHP-300", que luego se actualizó a "Proyecto típico de CHP-350", lo que simplificó enormemente el diseño de centrales térmicas. Se sabe que, al contar con soluciones estándar, es mucho más fácil desarrollar un proyecto y no requiere la participación de especialistas altamente calificados en esta etapa. La presencia de un proyecto estándar de este tipo contribuyó a la aparición de estructuras de construcción unificadas, elementos individuales, conjuntos, soluciones de circuitos (incluido un circuito térmico, con excepción del tipo de combustible), etc. Y hoy trabajamos con este equipo unificado en casi todo el país.

Operación de cogeneración en el período postsoviético

Hoy en día se puede discutir sobre la exactitud de la dirección elegida para el desarrollo del sistema energético en

En la Unión Soviética, pero, por supuesto, la elección hecha hace muchos años tuvo un grave impacto en el desempeño económico de las centrales térmicas en el período postsoviético, cuando la carga industrial de muchas de ellas, por diversas razones, disminuyó significativamente. , y en algunos casos cayó a cero. Dado que ahora todas las empresas industriales operan en condiciones de mercado, las fluctuaciones de sus planes de producción son bastante grandes, mientras que la carga térmica diaria de una empresa puede cambiar dos o más veces (por ejemplo, caer de 800 a 400 t/h). Como lo ha demostrado la práctica de la operación de CHPP en el período postsoviético, los principales problemas de CHPP eran su subcarga y su inflexibilidad para responder a los cambios en las cargas de calor. Por lo tanto, las plantas de cogeneración y los sistemas de suministro de energía creados en la época soviética no estaban preparados para funcionar en las condiciones del mercado.

Como resultado, surgieron problemas con las cargas de calor para las necesidades de suministro de calor a otras instalaciones urbanas (no industriales), que también disminuyeron debido a la desconexión de los consumidores individuales de la CHPP. Baste recordar el auge que se produjo en 1990-2000, cuando se inició la descentralización de los sistemas de suministro de calor en varias regiones del país debido a la construcción, a veces irreflexiva y sin respaldo de un estudio de viabilidad, de calderas adosadas y de techo, así como Equipar edificios residenciales de varios pisos con calderas de apartamentos. Además, se creía que todas estas nuevas soluciones técnicas son mucho más económicas y rentables en comparación con los sistemas de calefacción urbana (DH) de grandes salas de calderas y plantas de cogeneración, pero su funcionamiento (con excepción de casos individuales) demostró lo contrario. Y hoy, como antes, las plantas de cogeneración se consideran el elemento principal de los sistemas DH.

Al considerar el sistema DH de CHP, no se deben olvidar los radios de suministro de calor razonables. Probablemente, hoy en día los radios de la red de calefacción de 20 a 30 km no pueden considerarse valores aceptables, no sólo desde el punto de vista de la eficiencia, sino también desde el punto de vista de la fiabilidad del sistema. No debemos olvidarnos de la confiabilidad del sistema en su conjunto, incluso si en la ciudad hay una gran central térmica de la que “cuelgan” 500 mil habitantes, que es la única fuente para un territorio en particular. Al mismo tiempo, aumentar la fiabilidad gracias a la redundancia en las centrales de cogeneración resulta muy caro. Al menos en primer lugar, hay que protegerlo de todo tipo de emergencias para poder cubrir sus propias necesidades y proporcionar una carga térmica a los consumidores. En cuanto a la carga eléctrica, es posible (por supuesto, indeseable) “perderla”, porque. su redundancia puede ser proporcionada por el sistema de energía común. Pero, ¿cómo “no perder” la carga térmica de la estación y del sistema de calefacción principal? ¿Es necesario reservar las principales redes de calefacción de la central de cogeneración (por ejemplo, con un diámetro de DN 1200 mm) con las correspondientes colosales inversiones financieras? Estas preguntas aún no se han resuelto.

Hay otro detalle muy importante al que se debe prestar atención: el funcionamiento del sistema de suministro de calor en la época soviética. Así, la Unión Soviética gastó el 50% de los recursos combustibles naturales extraídos para proporcionar energía térmica a los consumidores; para electricidad - 25%. Sin embargo, la disposición normativa y técnica estandarizada de la generación de electricidad era dos órdenes de magnitud superior a la de la generación de energía térmica. En el sector del suministro de calor, a diferencia de lo que ocurre en la industria de la energía eléctrica, había muy pocas regulaciones que permitieran la creación de fuentes de energía y redes de calor fiables. Si seguimos el criterio de confiabilidad "n-1" (redundancia cuantitativa) adoptado en la industria de la energía eléctrica, entonces es difícil trasladarlo a la industria de la energía térmica, ya que aumenta considerablemente los costos de capital. No existen formas realmente revolucionarias de mejorar la confiabilidad de los sistemas DH con grandes fuentes de energía.

En nuestra opinión, aumentar la confiabilidad de cualquier sistema DH basado en CHP no consiste en implementar medidas basadas en el criterio "n-1", sino en aumentar el nivel de confiabilidad de los elementos individuales del sistema (equipos auxiliares, de toda la planta y equipo de la red de calefacción) a los requisitos para el equipo principal de la planta, y la actitud correspondiente hacia él (es decir, en este caso se considerará que la falla de los elementos del sistema es comparable a la falla del equipo principal). Por ejemplo, es poco probable que la redundancia cuantitativa de las redes de calor principales, cuando la rama principal existente de redes de calor de baja calidad se complementa con una tercera tubería de calidad similar, conduzca a un aumento real en la confiabilidad del sistema con su aumento significativo en costo. Pero si existe una redundancia de alta calidad de las mismas tuberías de las redes de calefacción, lo que permitirá prácticamente olvidarse de ellas durante un recurso declarado de 25 años o más, entonces esta es una forma completamente diferente de aumentar la confiabilidad, que en el El final resulta más barato que la redundancia cuantitativa.

La situación es similar con los equipos de bombeo. Quizás esta sea una idea revolucionaria, pero si en el sistema funciona una bomba de red con una larga vida útil (por ejemplo, 15 años), esto se logra mediante el uso de otros materiales, soluciones técnicas (esta es tarea del fabricante). ), que tiene la misma confiabilidad que su propia fuente de suministro de calor, entonces su número en la CHPP se puede reducir a una sola pieza. Si prevalece este enfoque en cuanto al nivel de requisitos para los equipos auxiliares y de otro tipo en términos de confiabilidad, entonces los fabricantes fabricarán el equipo adecuado de acuerdo con estos requisitos. Al mismo tiempo, se reduce el número de accesorios diferentes y se simplifican los esquemas, lo que los hará más fiables y comprensibles, a pesar del aumento de los costes de capital. Estos circuitos son más fáciles de automatizar, es más fácil construir un sistema de control de procesos automatizado sobre ellos, porque. Los algoritmos son más simples. Si este enfoque se utiliza en el desarrollo del progreso tecnológico, entonces dichos sistemas centralizados tendrán derecho a continuar con su vida.

La siguiente pregunta seria es ¿qué hacer con las centrales térmicas que han agotado sus recursos? Hoy existen proyectos para reemplazar la mayoría de ellos. En cuanto a la carga eléctrica, aquí no hay dudas. Pero no está claro qué hacer con la carga de calor. En promedio, la vida útil estándar del equipo principal de la planta es de 250 mil horas, y en Rusia, la mayoría de los equipos de cogeneración han alcanzado hace mucho tiempo esta vida útil estándar establecida. Por ejemplo, la segunda fase de la CHPP Avtozavodskaya (Nizhny Novgorod) trabajó 400 mil horas, y 500 mil residentes de Nizhny Novgorod "se sientan" en ella. Finalmente se tomó la decisión de reemplazar el equipamiento de la segunda etapa de esta estación. Pregunta: ¿Cómo llevar a cabo la sustitución de capacidades en las centrales térmicas existentes? Obviamente, este debería ser el mismo sitio o cerca de él. Por supuesto, la mejor opción es la eliminación completa de la antigua estación y la construcción de una nueva y moderna, pero esto no funciona. Por ejemplo, consideramos muchas opciones para Irkutsk: cómo reemplazar las antiguas plantas de cogeneración. Está claro que es necesario aumentar la capacidad adecuada y luego eliminar las capacidades desgastadas, todo es lógico, pero de dónde sacar el espacio libre. Como regla general, casi todas las centrales térmicas son industriales y de calefacción, están exprimidas por todos lados por todo tipo de cosechadoras y fábricas, es decir. Las centrales térmicas se encuentran en condiciones de absoluta limitación. La construcción de una central de cogeneración en un sitio nuevo con transferencia de redes de calor es un placer muy caro. Por lo tanto, la urgencia de la cuestión de la sustitución de las plantas de cogeneración obsoletas aumenta cada día y no existen principios establecidos para la sustitución, es necesario crearlos. Alguien debe tomar la iniciativa para abordar este problema.

¿Es esta tarea de cada empresa energética por separado o es tarea del Estado, que debe controlar la implementación de la estrategia energética? Pero el proceso de reemplazo es una cuestión estratégica, no táctica. Pero hoy en día es poco probable que esperemos ayuda del Estado para resolver este problema. Dado que heredamos ese sistema de la Unión Soviética, hoy debemos saber qué hacer con él a continuación.

Todos los CHPP, por regla general, participan en el mercado mayorista de electricidad. En este mercado no se tienen en cuenta los intereses de la calefacción urbana, independientemente de cómo los declaremos. Aunque, en principio, la prioridad se da formalmente: cuando una planta de cogeneración opera en el mercado o para cubrir la carga del programa de despacho, se toma la decisión obvia de que debe operar en condiciones de retorno del 100% de la electricidad generada en el ciclo combinado; No se permite el funcionamiento de la cogeneración en modo de condensación, etc. Pero en la vida real, a las plantas de cogeneración les resulta difícil cumplir con estas prioridades, lo que significa que no siempre es posible mantener aquellos indicadores económicos que están protegidos por aranceles, etc. Por tanto, debería establecerse un marco más estricto en esta materia, y en esta posición apoyo a A.B. Bogdanov que se debe dar prioridad al coste de la electricidad generada en el ciclo combinado, que la CHP suministra a los habitantes de la ciudad, como escribió en varias publicaciones en las páginas de la revista NT (ver serie de artículos

AB Bogdanov "Kotelnización de Rusia: un desastre a escala nacional" en la revista NT, publicado en el período 2006-2007 - Aprox. ed.). Por tanto, los mecanismos económicos para el funcionamiento de las plantas de cogeneración están poco desarrollados, por lo que su situación actual en todo el país es muy inestable.

Realizamos un análisis del aumento de la carga térmica en las centrales térmicas de varias ciudades de Rusia y resultó que estos indicadores básicamente se mantienen estables, porque. una nueva conexión a una central térmica parece más cara que construir su propia sala de calderas. Hasta que cambiemos la situación en este asunto, tomaremos el tiempo. Pongamos un ejemplo de la central de cogeneración Ust-Ilimskaya, que una vez se construyó para suministrar energía a una fábrica de pulpa y papel ubicada muy cerca de esta central eléctrica. En los últimos años, la planta ha cambiado el alcance y reducido el volumen de producción, lo que, por supuesto, afectó la magnitud de la carga de calor y el funcionamiento de la CHPP y los problemas consiguientes que se discutieron anteriormente. La Planta de Celulosa y Papel comenzó a abordar cuestiones de ahorro energético, en primer lugar se empezaron a aprovechar los residuos de la empresa (corteza, aserrín, etc.), acumulados a lo largo de los años, cuya combustión permite aprovechar al máximo cubrir las necesidades propias de energía térmica de la fábrica. Por lo tanto, hoy esta empresa ya no necesita los volúmenes anteriores de carga térmica. La dirección de la central de cogeneración Ust-Ilimskaya, al darse cuenta de cómo esta situación podría afectar el rendimiento económico de la central eléctrica, hizo todo lo posible para satisfacer las necesidades de la fábrica de celulosa y papel, pero es posible ofertar por el coste de una gigacaloría suministrada. de energía térmica sólo hasta un cierto valor, hasta su coste, por debajo del cual el suministro de energía la empresa no puede bajar. Por lo tanto, incluso nuestra propuesta para el suministro de energía térmica de una central térmica al costo fue inferior al costo de la energía térmica generada por la central a partir de sus recursos secundarios. Como resultado, la CHPP perdió la mayor parte de sus retiros industriales y, en consecuencia, los indicadores técnicos y económicos de la estación cayeron seriamente. Hemos dado sólo un ejemplo, pero no es el único: esta tendencia, que perjudica a las plantas de cogeneración existentes, continúa. Ante una tendencia tan indeseable, debemos entender cómo es posible modernizar el parque de máquinas existente hoy en día para utilizar turbinas tipo P, que resultan esencialmente innecesarias cuando se pierde la carga de vapor. Aquí se pueden implementar varios esquemas que nos permitirían utilizar máquinas tipo P para las necesidades de suministro de calor a consumidores no industriales. Todo está bien, excepto una cosa: es necesario ampliar el mercado de DH desde CHP.

Por ejemplo, en Irkutsk, este mercado se está expandiendo mediante la compra de salas de calderas y redes de calefacción comunitarias, lo que requiere enormes cantidades de dinero. Luego, como regla general, las salas de calderas se cierran y las más grandes se transfieren al modo pico. Las redes de calor aceptadas en el balance de la empresa generadora se modernizan necesariamente: su condición se lleva a un nivel aceptable, para lo cual es necesario invertir entre 3 y 4 veces más dinero que en las redes de calor (principales) existentes de la empresa generadora. En este caso, es posible cargar adicionalmente la CHPP sólo después de "transferirle" la carga térmica de las salas de calderas. La carga de las centrales de cogeneración de esta forma permite compensar parcialmente los costes incurridos anteriormente debido a la pérdida de carga industrial. Pero programas similares y de otro tipo (sobre ahorro de energía y mejora de la confiabilidad) necesitan incentivos gubernamentales, al menos similares a los disponibles en la industria de la energía eléctrica, porque. para las empresas privadas que han entrado hoy en el “gran” sector energético, tales programas requieren inyecciones de efectivo colosales. Al mismo tiempo, las autoridades locales no siempre toman decisiones como en Irkutsk.

Como otra solución, tomemos el ejemplo de San Petersburgo, donde hay bastantes salas de calderas eficientes que se encuentran en el balance de la Empresa Unitaria Estatal "TEK SPb". Estas salas de calderas resultan bastante competitivas con las centrales térmicas, no en esencia, sino en términos de indicadores económicos generales.

Hemos dado varios ejemplos de los que queda claro que en cada caso individual es necesario buscar mecanismos que permitan un mayor desarrollo de la generación combinada de calor y energía, teniendo en cuenta la introducción de nuevos ciclos, por ejemplo, un ciclo combinado.

Durante la introducción de la CCGT en Rusia, surgió en primer lugar la cuestión de su carga económica. Tan pronto como "cuelgues" la carga de calefacción en el CCGT, en verano todavía tendrás que trabajar en modos ineficientes debido a una disminución en la carga de calor, es decir. solo hay una carga en el ACS. Por ejemplo, durante la reconstrucción de la CHPP de Avtozavodskaya para reemplazar la segunda etapa de la estación, primero igualamos los parámetros de vapor vivo, vapor selectivo y extracción de calor para que la nueva unidad de reemplazo pudiera funcionar en paralelo con otras colas. Esto reduce drásticamente la elección de las turbinas de gas, ya que las turbinas deben proporcionar parámetros de escape tales que puedan producir vapor con parámetros de 140 atm, 540 ° C en la caldera de calor residual CCGT, pero en el futuro esta solución permitirá cargar esta nueva unidad basada en el CCGT a plena capacidad , y el equipo menos económico se convertirá en el amortiguador (a pesar de que tiene altos parámetros de vapor). Por lo tanto, en la modernización y reconstrucción de las centrales de cogeneración, especialmente cuando se introducen CCGT, es necesario utilizar esquemas progresivos apropiados, que dependen de una serie de factores. El criterio principal, por supuesto, es la carga existente y futura de la CHPP.

Rusia seguirá siendo un país en el que el coste de producción, en igualdad de condiciones, siempre será mayor debido a la diferencia en las temperaturas medias anuales de calefacción en comparación con sus homólogos extranjeros. En consecuencia, el volumen de combustible y recursos energéticos (FER) necesarios para la producción de cualquier unidad de producción en Rusia siempre será objetivamente mayor en comparación con productos similares fabricados en el extranjero. ¿Estamos condenados a ser siempre no competitivos por razones objetivas o no? Sólo hay una salida: Rusia debe estar medio punto por delante de otros países en términos de uso y generación de diversos tipos de energía. Para Rusia, la situación sólo se ve facilitada por el hecho de que los recursos energéticos y de combustible de nuestro país son nuestros y no importados, como en muchos países extranjeros, respectivamente, los obtenemos más baratos. Es necesario reducir constantemente el valor del componente combustible en la producción de cualquier tipo de producto, incluidos el calor y la electricidad. Esto no requiere el trabajo aislado de todas las empresas generadoras rusas, sino la coordinación de todos nuestros esfuerzos en términos de investigación y desarrollo relevantes, investigación y desarrollo destinados a mejorar los sistemas de suministro de energía existentes, etc.

Aquí también es necesario señalar un punto más, que se relaciona indirectamente con la cuestión planteada anteriormente. Hoy en día, cualquier proyecto para la construcción de cualquier objeto se somete a un examen estatal para determinar el cumplimiento de los criterios (por ejemplo, resistencia estructural, etc.). En este sentido, hasta que el proyecto pase este examen, no se obtendrá el permiso de construcción. Todo está bien, pero los conocimientos especializados existentes no incluyen criterios para el componente energético. En nuestra opinión, a nivel de experiencia estatal del proyecto, los parámetros de eficiencia energética de un objeto (principalmente uno grande) deben equipararse con sus parámetros de confiabilidad (resistencia, seguridad estructural, etc.). Sí, este es un recurso administrativo, pero es necesario en las condiciones actuales de Rusia. Por lo tanto, en la etapa del proyecto, se debe tomar una decisión sobre la viabilidad de construir un objeto en particular, teniendo en cuenta los parámetros (criterios) indicados anteriormente.

Cuando hablamos del diseño de instalaciones globales, es necesario tener en cuenta la experiencia mundial, y en las grandes empresas ubicadas dentro de la ciudad, es necesario actuar de tal manera que la "gran" energía no acabe en la posición del CHPP Ust-Ilimskaya. La sustitución de las centrales térmicas que forman ciudades en las condiciones actuales debería basarse en una carga garantizada de suministro de calor a la población, y no en una carga industrial, que debería ser preocupación de las propias empresas industriales.

En conclusión, cabe señalar que el "gran" sector energético no debe olvidarse de las nuevas tecnologías, por ejemplo, tecnologías como las bombas de calor. Por ejemplo, en la ciudad de Baikalsk (región de Irkutsk), nos enfrentamos a un dilema al introducir una bomba de calor en presencia de electricidad barata generada en una central hidroeléctrica. Como resultado, decidimos instalar una bomba de calor para estudiar las características de su funcionamiento, que deberían tenerse en cuenta en la futura implementación de esta tecnología. Tal vez en algunos aspectos esta posición sea defectuosa, pero hoy en día es imposible reducir todo a pura ganancia, especialmente en el sector energético, deben existir los llamados programas altruistas (no rentables).

Las negativas consecuencias medioambientales y sociales de la construcción de grandes centrales hidroeléctricas nos hacen examinar detenidamente su posible lugar en la industria 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. rápida coordinación de la generación de energía con el consumo de energía, estabilización de frecuencia en el sistema eléctrico;
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 y maniobra de energía son posibles en centrales hidroeléctricas de cualquier tamaño. Y la acumulación de energía durante un período de varios meses a varios años (para el invierno y los años secos) requiere la creación de grandes embalses.

A modo de comparación: una batería de automóvil que pesa 12 kg con un voltaje de 12 V y una capacidad de 85 amperios hora puede almacenar 1,02 kilovatios-hora (3,67 MJ). Para almacenar tal cantidad de energía y convertirla en electricidad en una unidad hidráulica con una eficiencia de 0,92, es necesario elevar 4 toneladas (4 metros cúbicos) de agua a una altura de 100 mo 40 toneladas de agua a una altura de 10 metros.

Para que una central hidroeléctrica con una capacidad de solo 1 MW pueda funcionar con agua almacenada durante 5 meses al año durante 6 horas al día con agua almacenada, es necesario acumular a una altura de 100 m y luego pasar por una turbina. 3.6 millón toneladas de agua. Con una superficie de embalse de 1 kilómetro cuadrado, el descenso del nivel será de 3,6 m. Para la misma producción en una central eléctrica diésel con una eficiencia del 40% se necesitarán 324 toneladas de combustible diésel. Así, en climas fríos, almacenar energía hídrica para el invierno requiere represas altas y grandes embalses.

Además, en b oh 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 zonas, las pequeñas centrales hidroeléctricas son inútiles en invierno.

Las grandes centrales hidroeléctricas están inevitablemente ubicadas a una distancia considerable de muchos consumidores, y es necesario tener en cuenta los costos de construcción de líneas de transmisión y las pérdidas de energía y cables calefactores. Así, para la central hidroeléctrica Transiberiano (Shilkinskaya), el coste de construir una línea eléctrica 220 hasta el ferrocarril Transiberiano con una longitud de sólo 195 km (muy poco para una construcción de este tipo) supera el 10% de todos los costes. Los costes de construcción de redes de transmisión de energía son tan importantes que en China la capacidad de los molinos de viento, que aún no están conectados a la red, supera la capacidad de todo el sector energético ruso al este del lago Baikal.

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

La energía es una industria muy intensiva en capital y, por tanto, conservadora. Algunas centrales eléctricas todavía están en funcionamiento, especialmente las hidroeléctricas construidas a principios del siglo XX. Por lo tanto, para evaluar las perspectivas para medio siglo, es más importante observar el ritmo de progreso de cada tecnología que los indicadores volumétricos de un tipo particular de energía. 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 capacidad 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, la gente almacenó combustible (madera, carbón, luego petróleo y productos derivados del petróleo en tanques, gas en tanques a presión y depósitos subterráneos). Luego aparecieron los acumuladores mecánicos de energía (agua elevada, aire comprimido, supervolantes, etc.), entre los que siguen siendo líderes las centrales eléctricas de almacenamiento por bombeo.

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

Las baterías químicas conocidas tienen un número limitado de ciclos de carga-descarga. Los supercondensadores tienen mucho más oh 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 electricidad cuando el precio baje a 1 dólar por kilovatio-hora. Esto permitirá utilizar ampliamente tipos de generación de energía que no pueden funcionar de forma continua (solar, eólica, mareomotriz).

energía alternativa

De la tecnología generación La energía solar está experimentando el cambio más rápido en este momento. Los paneles solares le permiten producir energía en cualquier cantidad necesaria, desde cargar su teléfono hasta abastecer a megaciudades. La energía del Sol en la Tierra es cien veces mayor que la de los otros tipos de energía combinados.

Los parques eólicos han atravesado un período de precios a la baja y están en proceso de crecimiento de torres y generadores. En 2012, la capacidad de todos los molinos de viento 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 mejorar los molinos de viento se agotarán y la energía solar seguirá siendo el motor del crecimiento.

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

Obtener electricidad a partir del calor procedente de las entrañas de la Tierra (energía geotérmica) es prometedor, pero sólo en determinadas zonas. 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 obtención de gas combustible por fermentación de residuos, pirólisis o descomposición en plasma son las que más rápidamente mejoran. Sin embargo, los residuos sólidos municipales siempre requerirán clasificación (y preferiblemente recogida selectiva) antes de la gasificación.

Tecnologías del TPP

La eficiencia de las centrales de ciclo combinado superó el 60%. El reequipamiento de todas las plantas de cogeneración alimentadas por gas a ciclo combinado (para ser más precisos, gas-vapor) aumentará la generación de electricidad en más de un 50% sin aumentar la quema de gas.

Las centrales eléctricas de carbón y petróleo son mucho peores que las de gas en términos de eficiencia, precio del equipo y cantidad de emisiones nocivas. Además, la minería del carbón es la que 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 de gas sean reemplazadas por pilas de combustible que mejoran rápidamente, en las que la energía química se convierte en energía eléctrica sin pasar por las etapas de obtención de energía térmica y mecánica. Hasta ahora, las pilas de combustible son muy caras.

La energía nuclear

La eficiencia de las centrales nucleares ha sido la que ha crecido más lentamente en los últimos 30 años. Los reactores nucleares, cada uno de los cuales cuesta varios miles de millones de dólares, están mejorando lentamente y los requisitos de seguridad aumentan los costos de construcción. El "renacimiento nuclear" no se produjo. Desde 2006, en el mundo, la puesta en servicio de centrales nucleares ha sido menor que no solo la puesta en servicio de energía eólica, sino también de energía solar. Sin embargo, es probable que algunas centrales nucleares sobrevivan hasta el siglo XXII, aunque debido al problema de los residuos radiactivos su fin es inevitable. Es posible que en el siglo XXI también funcionen reactores termonucleares, pero su pequeño número, por supuesto, “no marcará la diferencia”.

Hasta ahora, la posibilidad de realizar una "fusión fría" sigue sin estar clara. En principio, la posibilidad de una reacción termonuclear sin temperaturas ultraaltas y sin 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. Actualmente se están probando en Rusia 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 el momento se ha recibido una décima parte de un microvatio. Si tiene éxito, aparecerán primero las baterías para relojes y electrodomésticos. Luego bombillas sin cables. Cada bombilla se convertirá en una fuente de frescor. Los aires acondicionados generarán electricidad en lugar de consumirla. No se necesitarán cables en la casa. Es demasiado pronto para juzgar cuándo se hará realidad la fantasía.

Mientras tanto, necesitamos cables. Más de la mitad del precio del kilovatio-hora en Rusia corresponde a los costes de construcción y mantenimiento de líneas eléctricas y subestaciones. Más del 10% de la electricidad generada se gasta en cables calefactores. Las “redes inteligentes” que gestionan automáticamente una multitud de consumidores y productores de energía pueden reducir costos y pérdidas. En muchos casos, para reducir pérdidas, es mejor transmitir corriente continua que corriente alterna. En general, se puede evitar el calentamiento de los cables haciéndolos superconductores. Sin embargo, no se han encontrado superconductores que funcionen a temperatura ambiente y no se sabe si se encontrarán.

Para zonas escasamente pobladas con altos costos de transporte, la prevalencia y accesibilidad de las fuentes de energía también es importante.

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

Algunos geólogos afirman que hoy en día el petróleo y el gas se forman en casi todas partes a partir del dióxido de carbono que llega al subsuelo con el agua. Es cierto que el uso de la fracturación hidráulica (“fracking”) destruye los lugares naturales donde se pueden acumular petróleo y gas. Si esto es cierto, entonces se podría producir una pequeña cantidad de petróleo y gas (decenas de veces menos que ahora) en casi todas partes sin perjuicio del ciclo geoquímico del carbono, pero exportar hidrocarburos significa privarse del futuro.

La diversidad de los recursos naturales del mundo significa que la generación de energía sostenible requiere una combinación de diferentes tecnologías para adaptarse a las condiciones locales. En cualquier caso, no se puede obtener una cantidad ilimitada de energía en la Tierra por razones medioambientales y de recursos. Por lo tanto, el crecimiento en la producción de electricidad, acero, níquel y otros bienes materiales en la Tierra en el próximo siglo será inevitablemente reemplazado por un aumento en la producción de lo intelectual y espiritual.

Igor Eduardovich Shkradyuk