Indicar direcciones prometedoras para el desarrollo de equipos térmicos. Problemas y perspectivas para el desarrollo de TPP pp. trabajo de investigacion de los estudiantes

A pesar del rápido desarrollo de las industrias energéticas no tradicionales en las últimas décadas, la mayor parte de la electricidad del mundo todavía se genera en centrales térmicas. Al mismo tiempo, la creciente demanda de electricidad cada año tiene un efecto estimulante en el desarrollo de la energía térmica. Los ingenieros eléctricos de todo el mundo están trabajando para mejorar las plantas de energía térmica, aumentando su confiabilidad, seguridad ambiental y eficiencia.

TAREAS DE LA POTENCIA TÉRMICA

La ingeniería de energía térmica es una rama de la energía, cuyo foco está en los procesos de conversión de calor en otros tipos de energía. Los ingenieros de energía térmica modernos, basados ​​en la teoría de la combustión y la transferencia de calor, se dedican al estudio y la mejora de las centrales eléctricas existentes, investigan las propiedades termofísicas de los portadores de calor y buscan minimizar el impacto ambiental dañino de la operación de las centrales térmicas.

PLANTAS DE ENERGÍA

La ingeniería de energía térmica es impensable sin centrales térmicas. Las centrales térmicas funcionan según el siguiente esquema. Primero, el combustible orgánico se introduce en el horno, donde se quema y calienta el agua que pasa por las tuberías. El agua, calentada, se convierte en vapor, lo que hace que la turbina gire. Y debido a la rotación de la turbina, se activa un generador eléctrico, por lo que se genera una corriente eléctrica. Las centrales térmicas utilizan petróleo, carbón y otras fuentes de energía no renovables como combustible.

Además de las centrales térmicas, también existen instalaciones en las que la energía térmica se convierte en energía eléctrica sin la ayuda de un generador eléctrico. Estos son generadores termoeléctricos, magnetohidrodinámicos y otras centrales eléctricas.

PROBLEMAS AMBIENTALES DE LA ENERGÍA CALORÍFICA

El principal factor negativo en el desarrollo de la ingeniería de energía térmica fue el daño que las centrales térmicas causan al medio ambiente en el curso de su trabajo. Cuando se quema combustible, se libera una gran cantidad de emisiones nocivas a la atmósfera. Estos incluyen compuestos orgánicos volátiles, partículas sólidas de cenizas, óxidos gaseosos de azufre y nitrógeno y compuestos volátiles de metales pesados. Además, las centrales térmicas contaminan mucho el agua y estropean el paisaje por la necesidad de organizar lugares para almacenar escorias, cenizas o combustible.

Asimismo, la operación de las centrales térmicas está asociada a las emisiones de gases de efecto invernadero. Después de todo, térmica centrales eléctricas emiten una enorme cantidad de CO 2 , cuya acumulación en la atmósfera altera el equilibrio térmico del planeta y provoca el efecto invernadero, uno de los más urgentes y graves problemas ambientales modernidad.

Es por eso que el lugar más importante en los desarrollos modernos de la ingeniería de energía térmica debe otorgarse a las invenciones e innovaciones que pueden mejorar las centrales térmicas en la dirección de su seguridad ambiental. Estamos hablando de nuevas tecnologías para limpiar el combustible utilizado por las centrales térmicas, la creación, producción e instalación de filtros de limpieza especiales en las centrales térmicas, la construcción de nuevas centrales térmicas, diseñadas originalmente teniendo en cuenta los requisitos ambientales modernos.

PERSPECTIVAS DE DESARROLLO

Los dispositivos de energía térmica son y serán durante mucho tiempo la principal fuente de energía eléctrica para la humanidad. Por lo tanto, las empresas de energía térmica de todo el mundo continúan desarrollando intensamente este prometedor sector energético. Sus esfuerzos están dirigidos principalmente a mejorar la eficiencia de las centrales térmicas, cuya necesidad está dictada por factores económicos y ambientales.

Los estrictos requisitos de la comunidad mundial para la seguridad ambiental de las instalaciones de energía alientan a los ingenieros a desarrollar tecnologías que reduzcan las emisiones de las centrales térmicas a las concentraciones máximas permitidas.

Los analistas afirman que condiciones modernas son tales que las centrales térmicas que funcionan con carbón o gas serán prometedoras en el futuro, por lo que es en esta dirección que las centrales térmicas de todo el mundo están haciendo los mayores esfuerzos.

El papel dominante de la ingeniería de energía térmica para satisfacer las necesidades humanas de electricidad en el mundo continuará durante mucho tiempo. Después de todo, a pesar del deseo. países desarrollados cambiar lo antes posible a fuentes de energía más respetuosas con el medio ambiente y asequibles (lo cual es importante a la luz de la inminente crisis de agotamiento de los combustibles fósiles), una transición rápida a nuevas formas de generar energía es imposible. Y esto significa que la industria de la energía térmica continuará desarrollándose activamente, pero, por supuesto, teniendo en cuenta los nuevos requisitos para la seguridad ambiental de las tecnologías utilizadas.

Los principales indicadores del estado actual de los TPP

La capacidad instalada de las centrales térmicas en Rusia es de 148,4 millones de kW, de los cuales aproximadamente el 50 % son centrales combinadas de calor y electricidad (CHP) y aproximadamente el 50 % son centrales de condensación (CPP).

La capacidad instalada de las centrales térmicas en RAO "UES de Rusia" para 2004 es de 121,4 millones de kW. Generación de electricidad en TPP de RAO "UES de Rusia" - 521,4 mil millones de kWh. RAO "UES de Rusia" también generó 465,8 millones de Gcal de energía térmica, lo que equivale a 541,7 mil millones de kWh de energía térmica.

La Tabla 1 muestra las cifras de consumo de combustible por tipo de combustible utilizado.

Tabla 1. Consumo de combustible por RAO "UES de Rusia" por tipos en 2004

Eficiencia de cogeneración

La eficiencia existente de las centrales de condensación es de 36,8%, y el factor de eficiencia promedio e para IES y CHPs del holding es de 29,45%.

Para comparar diferentes escenarios energéticos es necesario disponer de datos sobre la eficiencia de las capacidades que producen electricidad.

Los productos útiles de la ingeniería de energía térmica son la electricidad y el calor generados en CHPP, CPP y calderas máximas.

Las capacidades de los IES están destinadas solo a la generación de electricidad con la descarga en los condensadores-enfriadores del vapor de escape, que contiene aproximadamente el 50% de la energía suministrada inicialmente. La eficiencia eléctrica (eficiencia e) de este tipo de estaciones es relativamente alta, pero normalmente no supera el 40% de las capacidades disponibles (CES).

Las capacidades de cogeneración funcionan en "modo de cogeneración", en el que el vapor calentado se utiliza en serie en la turbina para generar electricidad, y la energía del vapor residual se suministra a los consumidores de calor. La extracción de vapor por cogeneración conduce a una disminución de la eficiencia eléctrica (eficiencia e) en comparación con el funcionamiento de la cogeneración en el modo de "condensación", en el que el vapor se genera completamente en la turbina, pero luego se descarga en ambiente. Al mismo tiempo, aumenta la eficiencia global del uso de combustible en el modo de cogeneración, ya que el vapor de escape, que contiene más de la mitad de la energía, se utiliza casi por completo. La eficiencia del uso de combustible en plantas CHP está determinada por el factor de utilización de combustible (FUC), que puede llegar al 85% o más. En ausencia de consumidores de calor, por ejemplo, en los meses de verano, la CHPP puede operar en el modo de condensación, así como la CPP con la misma eficiencia e.

Las calderas de punta solo producen calor.

Según RAO "UES de Rusia", la mayor parte de la energía térmica y más de la mitad de la electricidad se genera en CHPP. Una pequeña parte de la energía térmica se genera en las salas de calderas de punta, que se encienden solo en heladas severas, con falta de energía térmica tomada de las turbinas. La proporción de combustible consumido en dichas salas de calderas puede tomarse como equivalente a aproximadamente el 10% de su consumo total por RAO "UES de Rusia", que corresponde a los datos.

El informe de RAO "UES de Rusia" para 2004 proporciona datos sobre el consumo de combustible específico por separado para la generación de calor y electricidad. Tal división es condicional y se introduce principalmente para evaluar el costo de producción de ambos tipos de energía. Existen varios métodos para dividir los costos de combustible entre la generación de calor y electricidad en las plantas CHP. En cálculos posteriores, el consumo de combustible para la generación de calor incluye el combustible consumido en las salas de calderas de punta, así como el consumo excesivo de combustible asociado con una disminución en la eficiencia de una planta de cogeneración eléctrica que opera en modo de cogeneración en comparación con el modo de condensación.

La Tabla 2, según los datos, calcula la energía primaria consumida por RAO "UES de Rusia" para la generación de energía en varios modos, así como el promedio para el factor de eficiencia y retención KIT e. Para el cálculo, primero se combinan los datos proporcionados para la energía eléctrica y térmica, y luego se asignan los indicadores promedio de KIT y eficiencia e, teniendo en cuenta la parte aceptada del consumo de combustible en las calderas máximas.

Tabla 2. Cálculo de los principales indicadores de la eficiencia de la producción de energía en RAO "UES de Rusia"

Tipo de energía suministrada	vacaciones útiles(2004)	consumo especifico de combustible	Eficiencia (KIT)	Consumo de energía primaria
Energía eléctrica	521,4 mil millones de kWh	334,1 gce/kWh		1418,2 billones de kWh
Energía térmica	541,7 mil millones de kWh	124,5 gce/kWh		549,1 mil millones de kWh
Suministro total de energía, consumo total de energía y factor de utilización de combustible	1063,1 billones de kWh	JUEGO = 1063.1 / 1967.2 = 54%		1967,2 mil millones de kWh
Consumo de energía primaria para la generación de calor en salas de calderas pico (porcentaje estimado del consumo total - 10%)				196,7 mil millones de kWh
Consumo de energía primaria para la generación de electricidad en los modos de condensación y calefacción, y eficiencia eléctrica media		Eficiencia e \u003d 521.4 / 1770.5 \u003d 29.45%		1770,5 billones de kWh

La Tabla 2 muestra que el promedio de la explotación KIT (54%) es relativamente bajo, debido a gran parte generación de condensación (si toda la electricidad se generara en el modo de cogeneración, llegaría al 70% o más).

Perspectivas para el desarrollo de centrales térmicas

Para evaluar el escenario del ciclo combinado, es necesario tener una idea de cuánto se puede mejorar la eficiencia existente.

De acuerdo con los requisitos recomendados, el equipo de reemplazo de TPP a carbón debe tener una eficiencia de 42-46% en el modo de condensación, y TPP a gas natural - 52-58% en el modo de condensación y 47% en el modo de calefacción . Este fuerte aumento de la eficiencia e de las centrales térmicas que utilizan gas natural se explica por la posibilidad de utilizar una tecnología de ciclo combinado (CCGT-TPP), en la que el gas se quema en una central. planta de turbinas de gas(GTU) para generar electricidad, y el calor de los gases de escape se utiliza calentando el vapor utilizado en los convencionales turbina de vapor. El calor del vapor expulsado en una turbina de vapor se puede utilizar para las necesidades de suministro de calor, como en un CHP convencional (ver arriba).

Se prescribe que en la construcción de nuevas centrales térmicas a gas sólo se podrán utilizar tecnologías de ciclo combinado.

En la actualidad, no hay más de una docena de CCGT-TPP en operación y en construcción en Rusia, lo que no afecta significativamente los indicadores KPIe y KIT promedio para RAO UES de Rusia.

La Tabla 3 muestra información sobre 6 de estas estaciones para las cuales logramos obtener información de fuentes abiertas.

Tabla 3. CCGT-TPP en construcción y en operación en Federación Rusa

Nº p/p	Nombre	Potencia, MW	Unidad	Eficiencia eléctrica neta	inversiones de capital específicas $/kW	etapa de implementacion	Nota	una fuente
	Severo-Zapadnaya CHPP Bloque No. 1		CCGT-450			Operado	Se está construyendo un segundo bloque de la misma capacidad	datos propios
	Ivanovskaya GRES bloque No. 1		CCGT-325 con GTE-110			la construcción comenzó el 24/02/05	La construcción está programada para ser completada en marzo de 2007.
	TPP de Sochinskaya					Lanzado en diciembre de 2004
	Ufimskaya CHPP-5		CCGT-450 con GTE - 160			inicio de la construcción según el plan - septiembre de 2002	finalización de la construcción 2007
	Kaliningrado CHPP-2		CCGT-450 - 2 uds.			El primer bloque se lanzó el 28 de octubre de 2005.
	Tiumén CHPP-1					lanzado el 26 de febrero de 2004	período de construcción - 4 años

Enviar su buen trabajo en la base de conocimiento es simple. Utilice el siguiente formulario

Los estudiantes, estudiantes de posgrado, jóvenes científicos que utilizan la base de conocimientos en sus estudios y trabajos le estarán muy agradecidos.

Publicado en http://www. todo lo mejor. es/

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

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

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

Hoy en día, la demanda de petróleo y gas natural se proporciona durante 50-70 años. Sin embargo, a pesar del crecimiento constante de la producción, estos períodos no han disminuido en los últimos 20-30 años, sino que han ido creciendo 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 lo tanto, no se trata de una escasez de combustibles fósiles. El punto es hacer el uso más racional de ellos para mejorar el nivel de vida de las personas mientras se preserva 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 permanecerá aproximadamente constante y bastante grande. Por muchas razones, no siempre razonables, no se usa con la suficiente eficacia.

Los consumidores de gas natural son centrales térmicas de turbina de vapor tradicionales y 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 centrales térmicas antiguas con parámetros significativamente más bajos y alta costos de producción.

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

La potencia unitaria máxima de la turbina de gas ha alcanzado hasta ahora 300 MW, la eficiencia en operación autónoma es del 36-38%, y en turbinas de gas de ejes múltiples, creadas sobre la base de motores de aviones con relaciones de alta 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, el bajo costo unitario y los costos de operación, hoy en día las turbinas de gas de potencia se diseñan de acuerdo con el ciclo más simple, para la máxima temperatura de gas alcanzable (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 presiones se localiza en un espacio pequeño, la cantidad de detalles que las perciben es pequeña, y estos detalles en sí mismos están cuidadosamente elaborados. Estos principios son el resultado de años de evolución del diseño.

La mayoría de las turbinas de gas de potencia inferior a 25-30 MW son de origen o basados ​​en el tipo de motores de turbina de gas (GTE) aeronáuticos o marinos, que se caracterizan por la ausencia de splits horizontales y el montaje de carcasas y rotores. uso de divisiones verticales, uso generalizado de rodamientos, peso y dimensiones reducidos. Los indicadores de vida útil y preparación necesarios para la aplicación y operación en tierra en las centrales eléctricas se proporcionan en estructuras de aeronaves a costos aceptables.

Con una potencia de más de 50 MW, el GTP está diseñado específicamente para centrales eléctricas, y está construido en un solo eje, con relaciones de compresión moderadas y una temperatura de los gases de escape suficientemente alta, lo que facilita el aprovechamiento de su calor. Para reducir el tamaño y el costo y aumentar la eficiencia, los GTP con una capacidad de 50-80 MW se fabrican a alta velocidad con un generador eléctrico accionado a través de una caja de cambios. Por lo general, tales turbinas de gas son aerodinámica y estructuralmente similares a unidades más potentes hechas para el accionamiento directo de generadores eléctricos con una velocidad de 3600 y 3000 rpm. Tal simulación aumenta la confiabilidad y reduce los costos de desarrollo y desarrollo.

El aire de ciclo es el refrigerante principal en GTU. Se implementan sistemas de enfriamiento por aire en boquilla y palas de rotor, utilizando tecnologías que brindan las propiedades requeridas a un costo aceptable. El uso de vapor o agua para enfriar turbinas puede mejorar el rendimiento de turbinas de gas y turbinas 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. Aunque la base técnica para el uso de sistemas de refrigeración con estos refrigerantes no se ha desarrollado con tanto detalle como con aire, su implementación se convierte en una cuestión práctica.

GTP dominó la combustión de gas natural de "baja toxicidad". Es más efectivo en cámaras de combustión que funcionan con una mezcla homogénea de gas con aire previamente preparada en grandes excesos de aire (a = 2-2.1) y con una temperatura de llama uniforme y relativamente baja (1500-1550 ° C). Con tal organización de la combustión, la formación de NOX puede limitarse 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" en 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 aseguren una larga vida útil, confiabilidad y un costo moderado de sus piezas.

Las partes de la turbina y la cámara de combustión, que se lavan con gases a alta temperatura que contienen componentes que pueden causar oxidación o corrosión, y que experimentan altas cargas mecánicas y térmicas, están hechas de aleaciones complejas a base de níquel. Las palas se enfrían intensamente y se fabrican con recorridos internos complejos mediante el método de fundición de precisión, lo 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 monodireccional y monocristalina, lo que permite mejorar significativamente sus propiedades mecánicas.

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

La sencillez y el reducido tamaño de las turbinas de gas, incluso las más potentes, y sus equipos auxiliares, hacen técnicamente posible suministrarlas en grandes unidades fabricadas en fábrica con equipos auxiliares, conexiones de tuberías y cables, probados y ajustados para su funcionamiento normal. Cuando se instala en el exterior, un elemento de cada unidad es una carcasa (carcasa) que protege el equipo de la intemperie 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 rusa de energía eléctrica tiene muchos años, aunque no sin ambigüedades, de experiencia en la operación de turbinas de gas con una capacidad unitaria de 2,5 a 100 MW. Un buen ejemplo es la planta CHP de turbina de gas, que ha estado operando durante más de 25 años en las duras condiciones climáticas de Yakutsk, en un sistema de energía aislado con una carga desigual.

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

Ya se ha fabricado y se está probando una unidad de turbina de gas de potencia con una capacidad 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 a partir de 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 se operan con un tiempo de operación de 15-25 mil horas por estaciones compresoras de principal gasoductos Durante muchos años, cientos de turbinas de gas anteriores operadas por Trud (ahora Dvigateli NK) y Mashproekt han estado operando allí. 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 puede utilizarse para el suministro de calor o utilizarse en el ciclo de vapor, con un aumento en la eficiencia de la planta combinada de vapor y gas de hasta un 55-58%, que se obtiene actualmente. Varias combinaciones de ciclos de turbina de gas y turbina de vapor son posibles y se usan en la práctica. Entre ellos, dominan los binarios, con el suministro de todo el calor en 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. La CCGT incluye dos turbinas de gas V94.2 desarrolladas por Siemens, suministradas por su empresa conjunta Interturbo con LMZ, 2 calderas de calor residual y una turbina de vapor. El suministro de un sistema de control de procesos automatizado por bloques para un CCGT fue realizado por un consorcio de empresas occidentales. Todos los demás equipos principales y auxiliares fueron suministrados por empresas nacionales.

Al 1 de septiembre de 2002, la CCGT operó 7200 horas en el 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 con el GTE-110 doméstico, es posible obtener incluso una eficiencia ligeramente superior.

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

Con el uso de turbinas de gas actualmente diseñadas, es posible lograr un rendimiento significativamente mayor, no solo en la nueva construcción, sino también en el reequipamiento técnico de las centrales térmicas existentes. Es importante que con el reequipamiento técnico con la preservación de la infraestructura y una parte significativa del equipamiento y la implementación de unidades CCGT binarias en ellos, es posible lograr valores de eficiencia cercanos a los óptimos con un aumento significativo en el poder de las centrales eléctricas.

La cantidad de vapor que se puede generar en la caldera de calor residual instalada detrás del GTE-180 está cerca de la capacidad de un escape de la turbina de vapor K-300. Dependiendo de la cantidad de gases de escape almacenados durante esos reequipamientos, es posible usar 1.2 o 3 GTE-180. Para evitar la sobrecarga de escape a bajas temperaturas exteriores, se recomienda utilizar un esquema de tres bucles 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.

Mientras mantiene las tres emisiones, la CCGT con una capacidad de alrededor de 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 los reequipamientos según el ciclo CCGT será 1,5 o más veces más económico que la nueva construcción.

Soluciones similares son convenientes para el reequipamiento de centrales eléctricas de gas con unidades de potencia de 150 y 200 MW. Pueden ser ampliamente utilizados GTE-110 menos potentes.

Por razones económicas, en primer lugar, las centrales térmicas necesitan un reequipamiento técnico. Para ellos, los más atractivos son los CCGT binarios del tipo de la CHPP del noroeste de San Petersburgo, que permiten un fuerte aumento de la generación de electricidad en función del consumo de calor y cambian la relación entre cargas eléctricas y térmicas en un amplio rango, mientras manteniendo un alto factor general de utilización de combustible. El módulo desarrollado en Severo-Zapadnaya CHPP: GTU - una caldera de calor residual que genera 240 t/h de vapor, puede usarse directamente para alimentar 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 muy inferior al nominal y se podrá pasar a las presiones reducidas características de CCGT-450. Esto, además de bajar la temperatura del vapor vivo a menos de 500-510 °C, eliminará el tema del agotamiento del recurso de estas turbinas. Si bien esto irá acompañado de una reducción en la potencia de las turbinas de vapor, la potencia total de la unidad aumentará en más de 2 veces y su eficiencia en términos de generación de energía será significativamente mayor, independientemente del modo (suministro de calor) , que la de las mejores unidades de potencia de condensación.

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

En las centrales eléctricas, en cuyo balance de combustible hay una gran proporción de fueloil o carbón, pero también hay 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 térmica nacional, la tarea económica más importante es el desarrollo y uso generalizado de plantas de turbinas de gas con los parámetros e indicadores que ya se han logrado en el mundo. La tarea científica más importante es garantizar el diseño, la fabricación y el funcionamiento exitoso de estas turbinas de gas.

Por supuesto, todavía hay muchas oportunidades para seguir desarrollando turbinas de gas y plantas de ciclo combinado y mejorar su rendimiento. Se han diseñado unidades CCGT con una eficiencia del 60% en el extranjero, y la tarea es aumentarla al 61,5-62% en un futuro previsible. Para ello, en lugar de ciclar aire, la turbina de gas utiliza vapor de agua como refrigerante y se lleva a cabo una integración más estrecha de los ciclos de turbina de gas y vapor.

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

Las celdas de combustible (FC) de alta temperatura, de óxido sólido o a base de carbonatos fundidos, que operan a temperaturas de 850 y 650 °C, sirven como fuentes de calor para la turbina de gas y el ciclo de vapor. 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 reforma interna. Es posible, por supuesto, que operen 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 establecen la tarea de aumentar la capacidad de las plantas híbridas a 300 MW o más en el futuro, y su eficiencia, hasta un 75% con gas natural y un 60% con carbón.

El segundo combustible más importante para la energía 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 yacimientos son bajos en azufre. El costo de su extracción es bajo. Sin embargo, su área de aplicación es actualmente limitada debido al alto costo del transporte ferroviario. En la parte europea de Rusia, en los Urales y el Lejano Oriente, los costos de transporte superan el costo de extracción del 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 por el método de la mina. Básicamente, se trata de carbones duros de Pechora, antracitas del sur de Donbass (los ingenieros eléctricos obtienen sus proyecciones - finos) y carbones marrones de la región de Moscú. Todos ellos son altos en cenizas y sulfurosos. Debido a las condiciones naturales (geológicas o climáticas), el costo de su producción es alto y es difícil garantizar la competitividad cuando se usa en centrales eléctricas, especialmente con el inevitable endurecimiento de los requisitos ambientales y el desarrollo del mercado de carbón térmico en Rusia. .

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

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

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

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

El uso de carbón en plantas de energía en unidades de energía de vapor tradicionales es comercialmente viable hoy y será viable 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 de los carbones y la inestabilidad de sus características durante la entrega, se lograron altos indicadores técnicos, económicos y operativos en los bloques de carbón nacionales poco después de su desarrollo.

Las grandes calderas utilizan la quema de polvo de carbón, principalmente con eliminación de cenizas sólidas. La subcombustión mecánica no supera, por regla general, el 1-1,5% cuando se quema hulla y el 0,5% - lignito. aumenta a q4<4% при использовании низко реакционных тощих углей и антрацитового штыба в котлах с жидким шлакоудалением. Расчетные значения КПД брутто пылеугольных котлов составляют 90-92,5%. При длительной эксплуатации они на 1-2% ниже из-за увеличенных присосов воздуха в газовый тракт, загрязнения и шлакования поверхностей нагрева, ухудшения качества угля. Имеются реальные возможности значительного улучшения КПД котлов.

En los últimos años, los bloques de carbón han estado operando en un modo variable con descargas profundas o paradas nocturnas. Alto, cerca de la eficiencia nominal se mantiene en ellos cuando se descargan 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 incluso menos eficientes.

Mientras tanto, para el futuro de la energía térmica, su armonización con el medio ambiente es de suma importancia. Es más difícil lograrlo cuando se usa carbón como combustible, 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 de azufre y nitrógeno gaseosos 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 severos, en particular el benzopireno), metales pesados ​​(por ejemplo, mercurio, vanadio, níquel) y efluentes contaminados a los cuerpos de agua.

Al racionar las emisiones de las centrales térmicas, el Estado las limita a un nivel que no cause cambios irreversibles en el medio ambiente o la salud humana que puedan afectar negativamente las condiciones de vida de las generaciones presentes 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 requisitos irrazonablemente estrictos pueden conducir a mayores costos y empeorar la situación económica del país.

Con el desarrollo de la tecnología y el fortalecimiento de la economía, se amplían las posibilidades de reducción de emisiones de las centrales térmicas. Por lo tanto, es legítimo hablar (¡y esforzarse!) por el mínimo impacto técnica y económicamente concebible de los TPP en el medio ambiente y, sin embargo, buscar mayores costos, de modo que la competitividad de los TPP aún esté 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, dominados y eficientes para la eliminación 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 preionización y CA, fuentes de alimentación intermitentes o pulsadas, y automatizando el control de la operación del filtro. En muchos casos, es recomendable reducir la temperatura de los gases que ingresan al precipitador electrostático.

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

En calderas que funcionan con carbón Kansk-Achinsk, es recomendable 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 escoriación. 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 de sustitución de gases de recirculación. Con tal organización de combustión, es posible reducir la concentración de óxidos de nitrógeno a 200-250 mg/m3 a la carga nominal de la unidad de potencia.

Para reducir las emisiones de óxido de nitrógeno, SibVTI está desarrollando un sistema de precombustión de polvo de carbón que reducirá las emisiones de NOx a menos de 200 mg/m3.

Cuando se usa carbón de Kuznetsk en unidades de 300-500 MW, se deben usar quemadores de baja toxicidad y combustión escalonada del combustible para reducir la formación de NOX. La combinación de estas actividades puede generar emisiones de NOX<350 мг/м3.

Es especialmente difícil reducir la formación de NOX durante la combustión de combustible de baja reactividad (cenizas y mezcla pobre de Kuznetsk) en calderas con eliminación de cenizas líquidas. En la actualidad, las concentraciones de NOX en dichas calderas son de 1200-1500 mg/m3. Si se dispone de gas natural en las centrales eléctricas, es recomendable organizar una combustión en tres etapas con reducción de NOX en la parte superior del horno (proceso de recombustión). 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 desecante para crear una zona de reducción. Tal esquema de combustión 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: la reducción no catalítica selectiva (SNCR) y la reducción catalítica selectiva (SCR) de óxidos de nitrógeno.

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

La tecnología SNCR, probada en una caldera con una capacidad de 420 t/h en la CHPP de Togliatti, puede utilizarse en el reequipamiento técnico de centrales eléctricas de carbón con calderas que funcionan con eliminación de cenizas líquidas. Esto les proporcionará el nivel de emisiones de NOX = 300-350 mg/m3. En áreas ambientalmente estresadas, la tecnología SCR se puede utilizar para lograr emisiones de NOX de alrededor de 200 mg/m3. En todos los casos, el uso de lavadores de nitrógeno debe ir precedido de medidas tecnológicas para reducir la formación de NOX.

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

En nuestro país, en el Dorogobuzhskaya GRES, se desarrolló y operó comercialmente una planta con una capacidad de 500-103 nm3/h, implementándose la tecnología de desulfuración de sulfato de amonio, 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, la unión de 90-95 % de SO2 es necesaria cuando se utiliza combustible con un contenido de azufre reducido S > 0,15 % kg/MJ. Al quemar combustibles de azufre bajo y medio S< 0,05% кг/МДж целесообразно использовать менее капиталоемкие технологии.

Las siguientes se consideran actualmente como las direcciones principales para mejorar aún más la eficiencia de las centrales térmicas de carbón:

aumento de los parámetros de vapor en comparación con el masterizado24 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 hizo posible aumentar la eficiencia de las unidades de energía de carbón supercrítico de aproximadamente 40 a 43-43.5% sin cambiar los parámetros de vapor. El aumento de los parámetros de 24 MPa, 545/540 °C a 29 MPa, 600/620 °C aumenta la eficiencia en proyectos reales con carbón hasta alrededor del 47 %. El aumento en el costo de las centrales eléctricas con unidades grandes (600-800 MW) debido al uso de materiales más costosos en 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 este tipo en el precio vale la pena a precios muy altos del carbón.

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 operado con éxito unidades de energía con una capacidad de 380-1050 MW con una presión de vapor vivo de 24-30 MPa y sobrecalentamiento de hasta 580-610 °C con carbón. Entre ellos hay bloques con doble recalentamiento hasta 580 °С. La eficiencia de los mejores bloques japoneses está en el nivel de 45-46%, los daneses, que funcionan con agua fría circulante con vacío profundo, son 2-3% más altos.

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

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

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

La cartera disponible en nuestro país se centró en una temperatura de vapor de 650 °C y la generalización del uso de aceros austeníticos. Una pequeña caldera experimental con tales parámetros y una presión de vapor de 30,0 MPa ha estado operando desde 1949 en el CHPP experimental VTI durante más de 200 mil horas, está en funcionamiento y puede usarse con fines de investigación y pruebas a largo plazo. Unidad de potencia SKR-100 en Kashirskaya GRES con una caldera con una capacidad de 720 t/h y una turbina para 30 MPa/650 °С

Trabajó en 1969 más de 30 mil horas, después de la terminación de la operación por razones ajenas a su equipo, fue suspendida. En 1955, K. Rakov en VTI resolvió 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 macizas no calentadas: tuberías de vapor, rotores y carcasas y accesorios de turbinas provoca dificultades evidentes bajo las inevitables cargas cíclicas de los equipos de potencia. Teniendo esto en cuenta, las aleaciones a base de níquel capaces de operar a temperaturas significativamente más altas pueden ser más adecuadas en la práctica.

Así, en EE. UU., donde tras un largo parón se ha retomado el trabajo encaminado a introducir parámetros de vapor supercríticos, se están concentrando principalmente en el desarrollo y ensayo de los materiales necesarios para ello.

Para las piezas que operan a las presiones y temperaturas más altas: tuberías de sobrecalentador, cabezales, líneas principales de vapor, se seleccionaron 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 el 2003, se planea identificar aleaciones, procesos de fabricación y métodos de recubrimiento mejorados que aseguren el funcionamiento de las calderas de potencia a temperaturas de vapor de hasta 760 °C, teniendo en cuenta alineaciones características, cambios de temperatura y posible corrosión en el ambiente de combustión real del carbón. productos

También se tiene previsto corregir las normas de cálculo ASME para nuevos materiales y procesos y considerar el diseño y operación de equipos a temperaturas de vapor hasta 870 °C y presión hasta 35 MPa.

En los países de la Unión Europea, sobre la base de la financiación cooperativa, se está desarrollando una unidad de potencia mejorada de carbón pulverizado con una temperatura máxima de vapor superior a 700 °C con la participación de un gran grupo de empresas de energía y construcción de maquinaria. Para ello se toman los parámetros de 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 igual a 100 MPa a temperaturas:

aleaciones a base de níquel para tuberías de los últimos paquetes de sobrecalentadores, 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 soldadura) y nuevos diseños ajustados para reducir la necesidad de los materiales más costosos y el costo unitario sin comprometer la confiabilidad y las características de rendimiento de las unidades de energía de vapor actuales.

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

A pesar de los éxitos ya alcanzados y las perspectivas de mejora adicional de las unidades de potencia de vapor, los beneficios termodinámicos de las plantas combinadas son tan grandes que se presta mucha atención al desarrollo de CCGT a carbón.

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

gasificación a presión, depuración de gases combustibles y su combustión en turbinas de gas; la unidad de gasificación está integrada con la CCGT, cuyo ciclo y esquema sigue siendo el mismo que para el gas natural;

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

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

Las tecnologías de gasificación del carbón en lecho a granel, en lecho fluidizado y en corriente son las más desarrolladas y aplicadas en la práctica. El oxígeno se usa como agente oxidante, con menos frecuencia el aire. El uso de tecnologías desarrolladas industrialmente para limpiar el gas de síntesis de los compuestos de azufre requiere enfriar el gas a 40 °C, lo que va acompañado de pérdidas adicionales de presión y rendimiento. El costo de los sistemas de purificación y enfriamiento de gas es del 15-20% del costo total de los TPP. Ahora se están desarrollando activamente tecnologías de limpieza de gases a alta temperatura (hasta 540-600 °C), que reducirán el costo de los sistemas y simplificarán su operación, así como también reducirán las pérdidas asociadas con la limpieza. Independientemente de la tecnología de gasificación, el 98-99 % 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 institutos de diseño, se elaboraron en detalle varios CCGT con gasificación de carbón.

La capacidad unitaria de las unidades (neta) fue de 250-650 MW. Las tres tecnologías de gasificación mencionadas anteriormente se consideraron en relación con los carbones más comunes: marrón Berezovsky, piedra Kuznetsk y 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 eran bastante consistentes con el nivel mundial de entonces. En el extranjero, ya se han implementado CCGT similares en muestras de demostración con una capacidad unitaria de 250-300 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

trabajo experimental en una planta de gasificación según el método de "hogar" (con una capa de volumen y eliminación de cenizas líquidas) y estudios de optimización de esquemas CCGT.

Teniendo en cuenta el moderado contenido de azufre de los carbones domésticos más prometedores y los avances en el desempeño económico y ambiental de las unidades tradicionales de carbón pulverizado con las que estos CCGT tendrán que competir, 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 CCGT con gasificación y el alto costo de su desarrollo y desarrollo, es recomendable tomar la eficiencia de CCGT al nivel de 52-55%, costo específico de 1-1.05 del costo de un bloque de carbón, SO2 y las emisiones de NOX como metas 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, depurándolo 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 las tuberías y los accesorios pueden fabricarse con aceros económicos), utilizando aire en lugar de chorro de oxígeno, reduciendo la presión y las pérdidas de calor en la ruta 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 eléctrico por necesidades propias.

Los proyectos realizados en el extranjero también dan testimonio de una importante reducción del coste unitario de las centrales térmicas de CCGT con gasificación de carbón, con un aumento de la productividad y capacidad unitaria de los equipos, así como con un aumento del desarrollo tecnológico.

Otra posibilidad es una unidad CCGT con combustión de carbón en lecho fluidizado bajo presión. El aire requerido es suministrado a la capa por un compresor de turbina de gas con una presión de 1-1.5 MPa, los productos de combustión después de la limpieza de cenizas y arrastre se expanden en la turbina de gas y producen 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.

Llevar a cabo el proceso bajo presión, manteniendo todas las ventajas características de la combustión del 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 de 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, baja ( menos de 200 mg/m3) Emisiones de NOX, ausencia de escoria, la posibilidad de agregar sorbente (piedra caliza, dolomita) a la capa y unir el 90-95% del azufre contenido en el carbón.

Se logra una alta eficiencia (40-42% en modo de condensación) en 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 su equipo y la construcción modular con una disminución en su costo y plazos.

Para Rusia, los CCGT con KSD son prometedores, en primer lugar, para el reequipamiento técnico de CHPP a carbón en sitios estrechos, donde es difícil ubicar el equipo ambiental necesario. La sustitución de antiguas calderas de HPG por turbinas de gas también mejorará significativamente la eficiencia de estas CHPP y aumentará su capacidad eléctrica en un 20 %.

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

Bajo condiciones económicas favorables, tales unidades CCGT podrían venderse en nuestro país en un corto tiempo.

La tecnología CCP con KSD es más simple y familiar para los ingenieros eléctricos que las plantas de gasificación, que son una producción química compleja. Varias combinaciones de ambas tecnologías son posibles. Su objetivo es simplificar los sistemas de gasificación y purificación de gases y reducir sus pérdidas características, por un lado, y aumentar la temperatura del gas frente a la turbina y la potencia de la turbina de gas en esquemas con KSD, por otro lado.

Cierta reticencia del público, los expertos y los gobiernos, que la reflejan al evaluar las perspectivas de un uso generalizado y a largo plazo del carbón, está asociada con las crecientes emisiones de CO2 a la atmósfera y los temores 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 correctos, en 40-60 años, cuando sea necesario, o incluso antes, es bastante realista crear centrales térmicas competitivas (o empresas de tecnología energética) que operen con carbón con emisiones de CO2 insignificantes en la atmósfera.

Ya hoy es posible una reducción significativa de las emisiones de CO2 a la atmósfera de las centrales térmicas, en particular las de carbón, con la generación combinada de electricidad y calor y un aumento de la eficiencia de las centrales térmicas.

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

El proyecto utilizó GTU U94.3A de Siemens con temperatura inicial de gas según ISO1190 °C, gasificador PRENFLO (en línea, sobre polvo seco de carbón Pittsburgh No. 8 y chorro de oxígeno), reactor shift y remoción de gases ácidos: H2S, COS y CO2 en sistema Rectizol de Lurgi.

Las ventajas del sistema son el reducido 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. Se acepta la eliminación de alrededor del 90% del CO2 por razones económicas.

La disminución de la eficiencia de la 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 de CO2 (en un 1%).

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

Como se mencionó anteriormente, estudios nacionales y extranjeros indican la posibilidad de un aumento adicional significativo, 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 a carbón que sean competitivos con las centrales térmicas que funcionan con gas natural. Es aconsejable construirlos por etapas para reducir las inversiones de capital inicial y amortizarlas más rápido, al mismo tiempo que se cumplen los requisitos medioambientales actuales.

Primera etapa: prometedora CCGT respetuosa con el medio ambiente con GF.

Segunda etapa: implementación de un sistema de remoción y transporte de CO2.

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

Hay propuestas mucho más radicales. B considera, por ejemplo, una central térmica de carbón con emisiones "cero". Su ciclo tecnológico es el siguiente. El primer paso es la gasificación del lodo de agua y carbón con la adición de hidrógeno y la producción de CH4 y H2O. La ceniza de carbón se retira del gasificador y la mezcla de gas y vapor se purifica.

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, donde también se suministra agua purificada. El hidrógeno formado en él se utiliza en el proceso de hidrogasificación y se alimenta después de una purificación fina a una celda de combustible de óxido sólido para generar electricidad.

En el tercer paso, el CaCO3 formado en el reformador se calcina utilizando el calor liberado en la celda de combustible y la formación de CaO y CO2 concentrado apto 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 tales como, por ejemplo, el silicato de magnesio, que es omnipresente en la naturaleza en cantidades que son órdenes de magnitud mayores que las reservas de carbón. Los productos finales de la carbonización pueden enterrarse en minas agotadas.

La eficiencia de convertir carbón en electricidad en dicho sistema será de alrededor del 70%. Con un costo total de eliminación de CO2 de $15-20/tonelada, aumentaría el costo de la electricidad en alrededor de $0,01/kWh.

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

Hoy en día, la medida más importante para garantizar el desarrollo sostenible es el ahorro de energía económicamente justificado. En el ámbito de la producción, se asocia a un aumento de la eficiencia de conversión de energía (en nuestro caso, en las centrales térmicas) y al 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 tales unidades fue CCGT con gasificación de residuos de petróleo, que ya se utilizan en condiciones comerciales. El combustible para ellos son los desechos de las refinerías de petróleo (por ejemplo, coque o asfalto), y los productos son electricidad, vapor y calor de proceso, azufre comercial e hidrógeno utilizado en las refinerías.

La cogeneración con generación combinada de electricidad y calor, que está 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 está recibiendo actualmente.

Bajo las condiciones actuales de “mercado” en el país, los costos de generar electricidad y calor en plantas de cogeneración de turbinas de vapor equipadas con equipos obsoletos y no cargados de manera óptima son en muchos casos excesivamente altos y no aseguran su competitividad.

Bajo ninguna circunstancia se debe utilizar esta disposición para revisar la idea fundamentalmente sólida de la generación combinada de calor y electricidad. Por supuesto, el problema no se resuelve con la redistribución de costos entre electricidad y calor, cuyos principios se han discutido infructuosamente en nuestro país durante muchos años. Pero la economía de los CHPP y los sistemas de suministro de calor en general se pueden mejorar significativamente mediante la mejora de las tecnologías (CCGT a gas binario, CCP a carbón, tuberías de calor preaisladas, automatización, etc.), cambios organizativos y estructurales y regulación gubernamental. medidas. Son especialmente necesarios en un país tan frío como el nuestro, con un largo periodo de calentamiento.

Es interesante comparar diferentes tecnologías de calor y energía entre sí. La experiencia rusa, tanto digital (precios) como metodológica, no da pie a 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 dos veces más caro que el carbón), los CCGT modernos mantienen ventajas competitivas sobre las unidades de energía de carbón. Para que esta posición cambie, la proporción de estos precios debe aumentar a ~4.

Se hizo un pronóstico interesante para el desarrollo de tecnologías en. En él se puede ver, por ejemplo, que el uso de unidades de potencia de vapor de aceite combustible está previsto hasta 2025, y gas, hasta 2035; el uso de CCGT con gasificación de carbón - a partir de 2025, y pilas de combustible a gas - a partir de 2035; Los CCGT que funcionan con gas natural también se utilizarán después de 2100, la emisión de CO2 comenzará después de 2025 y los CCGT con gasificación de carbón después de 2055.

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

Con el desarrollo de la ciencia y la tecnología, que se está dando en nuestro tiempo, los procesos que ocurren en las centrales térmicas son cada vez más intensos y complicados. El enfoque de su optimización está cambiando. No se lleva a cabo de acuerdo con los técnicos, como solía ser, sino con criterios económicos que reflejan los requisitos del mercado que cambian y requieren una mayor flexibilidad de las instalaciones de energía térmica, su capacidad para adaptarse a las condiciones cambiantes. Ahora es imposible diseñar plantas de energía para 30 años de operación 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 dichas 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 de 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 en día incluso ha aumentado, teniendo en cuenta la necesidad de reducir las emisiones específicas a la atmósfera.

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

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

Como regla general, es aconsejable aumentar la potencia durante los períodos de carga máxima, incluso si se produce a costa de 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 eficacia comercial de las 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 potencia son el resultado de fallas en el equipo auxiliar de su planta. Con esto en mente, el concepto de mantenimiento de toda la planta CHP está ganando terreno.

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

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

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

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

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

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

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

Documentos similares

El principio de funcionamiento de las centrales térmicas de turbinas de vapor, de condensación y de turbinas de gas. Clasificación de calderas de vapor: parámetros y marcado. Principales características de las turbinas de chorro y multietapa. Problemas ecológicos de las centrales térmicas.

trabajo final, agregado el 24/06/2009


Aplicaciones e indicadores de confiabilidad de turbinas de gas de pequeña y mediana potencia. El principio de funcionamiento de las plantas de turbinas de gas, su diseño y descripción por el ciclo termodinámico Brayton/Joule. Tipos y principales ventajas de las centrales eléctricas de turbina de gas.

resumen, añadido el 14/08/2012


Características de las centrales eléctricas de varios tipos. El dispositivo de condensación térmica, cogeneración, nuclear, plantas de energía diesel, hidroeléctricas, plantas de energía eólica, instalaciones de turbinas de gas. Regulación de tensión y compensación de reserva de marcha.

trabajo final, agregado el 10/10/2013


La importancia de la industria de la energía eléctrica en la economía de la Federación Rusa, su tema y direcciones de desarrollo, principales problemas y perspectivas. Características generales de las mayores centrales térmicas y nucleares, hidráulicas, el sistema energético unificado de los países de la CEI.

trabajo de control, añadido el 01/03/2011


Composición, clasificación de carbones. Productos de cenizas y escorias y su composición. Contenido de elementos en ZSHM de carbones energéticos de Kuznetsk. Estructura y estructura de carbones. Unidad estructural de una macromolécula. Necesidad, métodos de desmineralización profunda de carbones térmicos.

resumen, añadido el 05/02/2011


Los orígenes del desarrollo de la ingeniería térmica. Convertir la energía interna del combustible en energía mecánica. El surgimiento y desarrollo de la producción industrial a principios del siglo XVII. Máquina de vapor y cómo funciona. El funcionamiento de una máquina de vapor de doble efecto.

resumen, añadido el 21/06/2012


Características de la planta de turbina de vapor como equipo principal de las centrales térmicas y nucleares modernas. Su ciclo termodinámico, los procesos que ocurren en el curso del trabajo. Formas de aumentar la eficiencia del ciclo de formación profesional. Perspectivas para la construcción de turbinas de vapor en Rusia.

resumen, añadido el 29/01/2012


Descripción de los procesos de obtención de energía eléctrica en centrales térmicas de condensación, instalaciones de turbinas de gas y centrales combinadas de calor y electricidad. El estudio del dispositivo de centrales hidráulicas y de almacenamiento. Energía geotérmica y eólica.

resumen, añadido el 25/10/2013


Producción de energía eléctrica. Los principales tipos de centrales eléctricas. El impacto de las centrales térmicas y nucleares en el medio ambiente. Construcción de modernas centrales hidroeléctricas. Ventajas de las estaciones de mareas. Porcentaje de tipos de centrales eléctricas.

presentación, agregada el 23/03/2015


Estudio numérico del funcionamiento energéticamente eficiente de una unidad condensadora mini-CHP en diversas condiciones de intercambio de calor con el medio ambiente. Consideración de la dependencia general de la operación de las centrales eléctricas en el uso de diversas sustancias de trabajo orgánicas.

La industria de la energía eléctrica, como otras industrias, tiene sus propios problemas y perspectivas de desarrollo.

En la actualidad, la industria eléctrica rusa está en crisis. El concepto de "crisis energética" se puede definir como un estado de tensión que se ha desarrollado como resultado de un desajuste entre las necesidades de la sociedad moderna en energía y reservas de energía, incluso debido a la estructura irracional de su consumo.

En Rusia, actualmente se puede distinguir 10 grupos problemas más apremiantes:

• una). La presencia de una gran proporción de equipos física y moralmente obsoletos. Un aumento en la proporción de fondos desgastados físicamente conduce a un aumento de accidentes, reparaciones frecuentes y una disminución en la confiabilidad del suministro de energía, lo que se ve agravado por la utilización excesiva de las capacidades de producción y las reservas insuficientes. Hoy en día, el desgaste de los equipos es uno de los problemas más importantes en la industria de la energía eléctrica. En las centrales eléctricas rusas, es muy grande. La presencia de una gran proporción de equipos física y moralmente obsoletos complica la situación para garantizar la seguridad de las centrales eléctricas. Alrededor de una quinta parte de los activos de producción en la industria de la energía eléctrica están cerca o han excedido su vida útil y requieren reconstrucción o reemplazo. El equipo se actualiza a un ritmo inaceptablemente lento y en un volumen claramente insuficiente (tabla).
• 2). El principal problema de la energía es también que, junto con la metalurgia ferrosa y no ferrosa, la energía tiene un poderoso impacto negativo en el medio ambiente. Las empresas energéticas forman el 25% de todas las emisiones industriales.

En 2000, las emisiones de sustancias nocivas a la atmósfera ascendieron a 3,9 toneladas, incluidas las emisiones de las centrales térmicas: 3,5 millones de toneladas. El dióxido de azufre representa hasta el 40% de las emisiones totales, sólidos - 30%, óxidos de nitrógeno - 24%. Es decir, los TPP son la causa principal de la formación de residuos ácidos.

Los mayores contaminantes de la atmósfera son Raftinskaya GRES (ciudad de Asbest, región de Sverdlovsk) - 360 mil toneladas, Novocherkasskaya (ciudad de Novocherkassk, región de Rostov) - 122 mil toneladas, Troitskaya (ciudad de Troitsk-5, región de Chelyabinsk) - 103 mil toneladas, Verkhnetagilskaya (región de Sverdlovsk) - 72 mil toneladas.

La industria energética también es el mayor consumidor de agua dulce y de mar, que se utiliza para enfriar las unidades y como portador de calor. La industria representa el 77% del volumen total de agua dulce utilizada por la industria rusa.

El volumen de aguas residuales vertidas por empresas industriales en cuerpos de agua superficiales en 2000 ascendió a 26.800 millones de metros cúbicos. m.(5,3% más que en 1999). Las principales fuentes de contaminación del agua son las centrales térmicas, mientras que las centrales eléctricas de los distritos estatales son las principales fuentes de contaminación del aire. Esto es CHPP-2 (Vladivostok) - 258 millones de metros cúbicos. m, Bezymyanskaya CHPP (región de Samara) - 92 millones de metros cúbicos. m, CHPP-1 (Yaroslavl) - 65 millones de metros cúbicos. m, CHPP-10 (Angarsk, región de Irkutsk) - 54 millones de metros cúbicos. m, CHPP-15 y Pervomaiskaya CHPP (San Petersburgo) - un total de 81 millones de metros cúbicos. metro.

En el sector energético también se genera una gran cantidad de residuos tóxicos (escorias, cenizas). En 2000, el volumen de residuos tóxicos ascendió a 8,2 millones de toneladas.

Además de la contaminación del aire y del agua, las empresas energéticas contaminan los suelos y las centrales hidroeléctricas tienen un fuerte impacto en el régimen de los ríos, los ríos y los ecosistemas de llanuras aluviales.

• 3). Política tarifaria rígida. En la industria de la energía eléctrica, se han planteado interrogantes sobre el uso económico de la energía y las tarifas de la misma. Podemos hablar de la necesidad de ahorrar electricidad generada. De hecho, en la actualidad, el país consume 3 veces más energía por unidad de producción que en los Estados Unidos. Queda mucho trabajo por hacer en esta área. A su vez, las tarifas de energía están creciendo a un ritmo más rápido. Las tarifas vigentes en Rusia y su correlación no corresponden a la práctica mundial y europea. La política tarifaria existente ha dado lugar a actividades no rentables y baja rentabilidad de una serie de AO-energos.
• 4). Varios distritos ya están experimentando dificultades con el suministro de electricidad. Junto con la región Central, hay escasez de electricidad en las regiones económicas Central Black Earth, Volga-Vyatka y North-Western. Por ejemplo, en la Región Económica Central en 1995, se produjo una gran cantidad de electricidad: el 19% de los indicadores de toda Rusia (154,7 mil millones de kW), pero todo se consume dentro de la región.
• cinco). El aumento de potencia se reduce. Esto se debe a la baja calidad del combustible, la depreciación del equipo, el trabajo para mejorar la seguridad de las unidades y una serie de otras razones. El uso incompleto de la capacidad de las HPP se debe al bajo contenido de agua de los ríos. En la actualidad, el 16% de las capacidades de las centrales eléctricas rusas ya han agotado su recurso. De estos, las centrales hidroeléctricas representan el 65%, las centrales térmicas, el 35%. La puesta en servicio de nuevas capacidades disminuyó a 0,6-1,5 millones de kWh por año (1990-2000) en comparación con 6-7 millones de kWh por año (1976-1985).
• 6). La oposición de las autoridades públicas y locales a la colocación de instalaciones de energía eléctrica por su bajísima seguridad ambiental. En particular, después del desastre de Chernobyl, se detuvieron muchos trabajos de estudio, construcción y expansión de plantas de energía nuclear en 39 sitios con una capacidad de diseño total de 109 millones de kW.
• 7). Los impagos, tanto por parte de los consumidores de energía eléctrica como por parte de las empresas energéticas de combustible, equipos, etc.;
• 8). Falta de inversión asociada tanto a la política tarifaria en curso como a la "opacidad" financiera de la industria. Los mayores inversores estratégicos occidentales están dispuestos a invertir en la industria eléctrica rusa solo con la condición de un aumento de las tarifas para garantizar el retorno de la inversión.
• nueve). Interrupciones en el suministro de energía de ciertas regiones, en particular Primorye;
• 10). Bajo coeficiente de uso útil de los recursos energéticos. Esto significa que cada año se pierde el 57% de los recursos energéticos. La mayor parte de las pérdidas ocurren en centrales eléctricas, en motores que usan directamente combustible, así como en procesos tecnológicos donde se usa combustible como materia prima. Al transportar combustible, también se producen grandes pérdidas de recursos energéticos.

Como para perspectivas de desarrollo industria de la energía en Rusia, entonces, a pesar de todos sus problemas, la industria de la energía tiene suficientes perspectivas.

Por ejemplo, la operación de centrales térmicas requiere la extracción de una gran cantidad de recursos no renovables, tiene una eficiencia bastante baja y conduce a la contaminación ambiental. En Rusia, las centrales térmicas funcionan con fuel oil, gas y carbón. Sin embargo, en esta etapa, las empresas energéticas regionales con una alta participación de gas en la estructura del balance de combustible son atractivas como un combustible más eficiente y amigable con el medio ambiente. En particular, se puede señalar que las centrales eléctricas a gas emiten un 40% menos de dióxido de carbono a la atmósfera. Además, las estaciones de servicio tienen un factor de utilización de la capacidad instalada más alto en comparación con las estaciones de fuel oil y carbón, tienen un suministro de calor más estable y no incurren en costos de almacenamiento de combustible. Las centrales de gas están en mejores condiciones que las de carbón y de petróleo, ya que su puesta en funcionamiento es relativamente reciente. Así como los precios del gas están regulados por el estado. Así, la construcción de centrales térmicas alimentadas con gas se vuelve más prometedora. También en las TPP, es prometedor utilizar equipos de limpieza de polvo con la mayor eficiencia posible, mientras se utiliza la ceniza resultante como materia prima en la producción de materiales de construcción.

La construcción de una central hidroeléctrica, a su vez, requiere la inundación de una gran cantidad de tierra fértil, o como consecuencia de la presión del agua sobre la corteza terrestre, una central hidroeléctrica puede provocar un terremoto. Además, las poblaciones de peces en los ríos están disminuyendo. Prometedora es la construcción de plantas hidroeléctricas relativamente pequeñas que no requieren inversiones de capital serias, operando en modo automático principalmente en áreas montañosas, así como el terraplén de embalses para liberar tierras fértiles.

En cuanto a la energía nuclear, la construcción de una central nuclear tiene cierto riesgo, debido a que es difícil predecir la magnitud de las consecuencias en caso de complicar el funcionamiento de las centrales nucleares o en circunstancias de fuerza mayor. Además, el problema de la disposición final de los desechos radiactivos sólidos no se ha resuelto y el sistema de protección también es imperfecto. La industria de la energía nuclear tiene las mayores perspectivas en el desarrollo de centrales termonucleares. Es una fuente de energía casi eterna, casi inofensiva para el medio ambiente. El desarrollo de la industria de la energía nuclear en un futuro cercano se basará en la operación segura de las capacidades existentes, con el reemplazo gradual de las unidades de primera generación con los reactores rusos más avanzados. El mayor incremento esperado en la capacidad ocurrirá debido a la finalización de la construcción de las estaciones ya iniciadas.

Hay 2 conceptos opuestos de la futura existencia de la energía nuclear en el país.

• 1. Oficial, que cuenta con el apoyo del Presidente y del Gobierno. Sobre la base de las características positivas de las centrales nucleares, proponen un programa para el amplio desarrollo de la industria rusa de energía eléctrica.
• 2. Ecológico, encabezado por el académico Yablokov. Los partidarios de este concepto rechazan por completo la posibilidad de nuevas construcciones de plantas de energía nuclear, tanto por razones ambientales como económicas.

También hay conceptos intermedios. Por ejemplo, varios expertos creen que es necesario introducir una moratoria en la construcción de plantas de energía nuclear en base a las deficiencias de las plantas de energía nuclear. Otros sugieren que detener el desarrollo de la energía nuclear puede llevar a que Rusia pierda por completo su potencial científico, técnico e industrial en energía nuclear.

Sobre la base de todos los impactos negativos de la energía tradicional en el medio ambiente, se presta mucha atención al estudio de las posibilidades de utilizar fuentes de energía alternativas no tradicionales. La energía de las mareas y el calor interno de la Tierra ya han recibido aplicación práctica. Las plantas de energía eólica están disponibles en áreas residenciales del extremo norte. Se está trabajando para estudiar la posibilidad de utilizar la biomasa como fuente de energía. En el futuro, la energía solar probablemente jugará un papel muy importante.

La experiencia de desarrollar la industria de energía eléctrica nacional ha desarrollado los siguientes principios de ubicación y funcionamiento de las empresas esta industria:

• 1. concentración de la producción de electricidad en grandes centrales eléctricas regionales que utilizan combustibles y recursos energéticos relativamente baratos;
• 2. combinar la producción de electricidad y calor para la calefacción de asentamientos, principalmente ciudades;
• 3. desarrollo amplio de los recursos hídricos, teniendo en cuenta la solución integral de los problemas de la industria eléctrica, el transporte y el abastecimiento de agua;
• 4. la necesidad de desarrollar la energía nuclear, especialmente en áreas con un balance energético y de combustible tenso, teniendo en cuenta la seguridad en el uso de las centrales nucleares;
• 5. creación de sistemas energéticos que formen una sola red de alta tensión del país.

Por el momento, Rusia necesita una nueva política energética que sea lo suficientemente flexible y prevea todas las características de esta industria, incluidas las características específicas de la ubicación. Como las principales tareas del desarrollo de la energía rusa se pueden distinguir los siguientes:

l Reducir la intensidad energética de la producción.

ь Preservación de la integridad y desarrollo del Sistema Energético Unificado de Rusia, su integración con otras asociaciones energéticas en el continente euroasiático;

ь Aumentar el factor de potencia de las centrales eléctricas, aumentando la eficiencia de operación y asegurando el desarrollo sostenible de la industria de energía eléctrica basada en tecnologías modernas;

ü Transición total a relaciones de mercado, liberalización de precios de la energía, transición total a precios mundiales.

l Pronta renovación del parque de centrales.

ü Llevar los parámetros ambientales de las centrales eléctricas al nivel de los estándares mundiales, reduciendo el impacto nocivo en el medio ambiente.

Sobre la base de estas tareas, se creó un "Plan general para la colocación de instalaciones de energía eléctrica hasta 2020", aprobado por el Gobierno de la Federación Rusa. (diagrama 2)

Las prioridades del Régimen General dentro de los lineamientos establecidos para la política estatal de largo plazo en el sector eléctrico son:

l acelerar el desarrollo de la industria de energía eléctrica, la creación de una estructura económicamente justificada de capacidades de generación e instalaciones de red eléctrica en ella para abastecer de manera confiable a los consumidores del país con energía eléctrica y térmica;

ü optimización del balance de combustible de la industria de la energía eléctrica mediante el máximo aprovechamiento posible del potencial para el desarrollo de centrales nucleares, hidráulicas y térmicas que utilizan carbón y una disminución del balance de combustible de la industria del gas;

ü creación de una infraestructura de red que se desarrolle a un ritmo más rápido que el desarrollo de las centrales eléctricas y asegure la plena participación de las empresas energéticas y los consumidores en el funcionamiento del mercado eléctrico y de capacidad, reforzando las interconexiones que garanticen la fiabilidad de los suministros mutuos de electricidad y capacidad entre las regiones de Rusia, así como la posibilidad de exportar electricidad;

ь minimización del consumo específico de combustible para la producción de energía eléctrica y térmica mediante la introducción de equipos modernos muy económicos que funcionan con combustibles sólidos y gaseosos;

ь reducir el impacto humano de las centrales eléctricas en el medio ambiente mediante el uso eficiente de los recursos de combustible y energía, la optimización de la estructura industrial de la industria, el reequipamiento tecnológico y el desmantelamiento de equipos obsoletos, aumentando el alcance de las medidas de protección ambiental en centrales eléctricas, y la implementación de programas para el desarrollo y uso de fuentes de energía renovables.

Con base en los resultados del monitoreo, se presenta anualmente al Gobierno de la Federación Rusa un informe sobre la implementación del Esquema General. En unos años, se verá qué tan efectivo es y cuánto se están implementando sus disposiciones para utilizar todas las perspectivas para el desarrollo del sector energético ruso.

En el futuro, Rusia debería abandonar la construcción de nuevas grandes centrales térmicas e hidráulicas, que requieren grandes inversiones y crean tensión ambiental. Está previsto construir una central térmica de pequeña y mediana capacidad y pequeñas centrales nucleares en regiones remotas del norte y este. En el Lejano Oriente, el desarrollo de la energía hidroeléctrica está previsto mediante la construcción de una cascada de centrales hidroeléctricas medianas y pequeñas. Se construirán nuevas plantas de energía térmica a gas, y solo en la cuenca Kansk-Achinsk se planea construir poderosas plantas de energía de condensación debido a la minería de carbón a cielo abierto y barata. Tiene perspectivas para el uso de la energía geotérmica. Las áreas más prometedoras para el amplio uso de aguas termales son Siberia occidental y oriental, así como Kamchatka, Chukotka, Sakhalin. En el futuro, la escala del uso de aguas termales aumentará constantemente. Se realizan investigaciones para involucrar en la circulación económica las fuentes inagotables de energía, como la energía del Sol, el viento, las mareas, etc., lo que permitirá ahorrar los recursos energéticos del país, especialmente los combustibles minerales.

La parte térmica de las centrales eléctricas en cada etapa de su desarrollo está determinada principalmente por el nivel técnico de las unidades principales de equipos de calor y energía: calderas de vapor y máquinas de vapor.

En función de la potencia, parámetros y dimensiones de este equipo, se resolvieron los problemas de disposición de la estación, en cuyo desarrollo se pueden distinguir 4 etapas.

La primera etapa se caracteriza por el uso de cámaras de combustión manuales con combustión de combustible en capas en parrillas planas ubicadas debajo de calderas de varios tipos, desde tubos de fuego hasta tubos de agua horizontales. La capacidad de vapor de las calderas acuotubulares es de 3 t/h y la potencia de las máquinas de vapor es de hasta 5000 kW. Se utilizó presión de vapor de hasta 15 atm. con sobrecalentamiento hasta 300 °С.

Esta etapa para los países de mayor desarrollo económico se refiere principalmente a finales del siglo XIX.

El primer cuarto del siglo XX se caracteriza por cambios cualitativos en tres direcciones:

Mecanización de hornos, ya que la carga manual se vuelve insoportable con el aumento de la productividad: para la lignito se ha desarrollado un diseño de hornos escalonados, para la piedra - hornos con parrillas de cadena;

Transición a calderas acuotubulares con diámetros de tambor más pequeños y más tubos debido al aumento de la presión del vapor y la capacidad de la caldera. Los principales tipos de unidades de calderas durante este período fueron las calderas acuotubulares horizontales y verticales;

Sustitución de la máquina de vapor por una turbina de vapor. Las características cuantitativas aumentan significativamente: la capacidad de vapor alcanza las 30 t/h, la potencia del turbogenerador - 30 000 kW. Características cualitativas: presión de vapor hasta 40 atm., sobrecalentamiento hasta 420 °C.

La segunda etapa se caracteriza por la relación entre el número de turbinas y calderas 1: 5 - 1: 8. La necesidad de instalar 5-8 calderas por turbina afectó principalmente el diseño de la parte térmica de las centrales eléctricas con calderas de 2 filas.

En la tercera etapa, hubo una transición a la quema de polvo de carbón en enormes hornos de cámara, blindados para proteger el revestimiento con superficies de calentamiento por radiación, lo que aumentó la producción específica de vapor. El deseo de intensificar el proceso de combustión provoca la introducción de calentadores de aire. La capacidad de vapor de las calderas alcanza las 400 t/h, la potencia de los turbogeneradores es de 120.000 kW. La presión del vapor sube a 125 atm., lo que obliga a utilizar un sobrecalentamiento intermedio del vapor para evitar demasiada humedad en los últimos discos de las turbinas de condensación. La temperatura del vapor frente a la turbina alcanza los 525°C.

Este período se caracteriza por el uso de calderas de tambor único y sin tambor. Su número por turbina se reduce y llega a uno, y las salas de calderas pasan a ser de una sola fila, situadas paralelas a la sala de máquinas. Es así como se produce el surgimiento de las estaciones “bloque” (bloque: caldera-turbina).

El desarrollo de las instalaciones en bloque caracteriza la cuarta etapa. La etapa actual se distingue por la alta producción de vapor de las unidades de caldera (hasta 2.500 t/h y más), capaces de suministrar vapor a una turbina con una capacidad de 300, 500 y 800 MW. Los parámetros supercríticos del vapor obligan a su doble recalentamiento.

Los principales tipos de centrales térmicas son: turbina de vapor de condensación (CPP) y cogeneración (CHP).

Las direcciones principales de su desarrollo siempre han sido la ampliación de la capacidad de los equipos de potencia instalados en ellos.

Al mismo tiempo, si en los años 20-30 del siglo XX la capacidad unitaria de los equipos de potencia estaba limitada por el tamaño de una posible reserva - en un sistema de energía de capacidad limitada, la falla de una unidad grande podría conducir a muy graves consecuencias para todo el sistema, pero ahora, a medida que se crean los sistemas de energía integrados más grandes, se eliminaron estas restricciones: ahora la capacidad de una unidad está limitada no por las capacidades de la industria de energía eléctrica, sino por el nivel alcanzado de la metalúrgica y industrias de construcción de maquinaria.

En los últimos años, el desarrollo de centrales eléctricas de condensación en todos los países desarrollados sigue un esquema de bloques (el bloque más moderno es una caldera y una turbina de un solo eje). La potencia de dichos bloques ya alcanza los 800 MW (Slavyanskaya GRES), y la potencia de las centrales eléctricas alcanza los 3000 - 4000 MW.

Las centrales térmicas se están generalizando cada vez más en la industria mundial de la energía térmica. Su peculiaridad radica en el hecho de que el vapor tomado de varios tramos de la ruta de flujo de las turbinas de cogeneración de vapor cede su calor al agua pasando por una serie de calentadores de agua y luego se envía a la red de calefacción para uso de los consumidores industriales y urbanos.

En el campo de la producción combinada de calor y electricidad, nuestro país siempre ha ocupado una posición de liderazgo. La primera planta de energía de este tipo fue la planta de energía No. 3 en Leningrado (1924).

La capacidad de una central térmica alcanza los 1000 MW o más. Sin embargo, la capacidad de cogeneración no puede aumentar por encima de cierto valor, que no está limitado por la demanda de electricidad suministrada al sistema energético, sino por la necesidad de energía térmica y las longitudes permitidas de las redes de calefacción. Por ejemplo, en ciudades con una población de menos de 1 millón de personas. es conveniente construir una CHPP con una unidad de turbina con una capacidad de 250 MW.

Las plantas de energía nuclear desempeñan un papel cada vez más destacado en la industria de la energía eléctrica moderna.

La primera central nuclear industrial (NPP) con una capacidad de 5 MW se puso en funcionamiento en junio de 1954 en la ciudad de Obninsk.

La experiencia de las centrales nucleares en nuestro país y en países tan densamente poblados como Inglaterra, Francia, Alemania y Japón demuestra que cuando se cumplen una serie de requisitos técnicos específicos se observa una total seguridad radiológica para el personal de la central y la población de las zonas aledañas. .

Las plantas de energía nuclear no necesitan construir depósitos voluminosos de combustible y prever grandes áreas para vertederos de cenizas y escorias.

Por razones técnicas y medioambientales, cabe esperar un rápido progreso en la construcción de centrales nucleares.

Alcanzar un nuevo nivel de desarrollo de cualquier rama de la tecnología siempre da lugar a nuevos problemas. Por lo tanto, aumentar la capacidad de las centrales eléctricas mediante la puesta en marcha de grandes unidades a parámetros de vapor supercríticos hizo urgente resolver el problema de regular los horarios de carga diarios. Para cubrir los picos de carga, se desarrollaron nuevos tipos de centrales y unidades. En los últimos años se ha iniciado el uso de turbinas de gas y centrales de ciclo combinado en la industria térmica.

En las unidades de turbina de gas (GTP), el papel de los generadores de gas de alta presión lo desempeñan los motores turborreactores, en particular, los motores de aviones y barcos que han agotado su vida útil. Son muy maniobrables, se ponen en marcha en pocos minutos, son mucho más fáciles de operar y más económicas que las turbinas de vapor. La ausencia de unidades de caldera y una serie de sistemas auxiliares, así como las ventajas anteriores, hacen que las turbinas de gas sean económicas y prometedoras.

Otro ejemplo de un nuevo logro en términos de aumento de la eficiencia económica del ciclo térmico y la maniobrabilidad son las centrales de ciclo combinado (CC), que combinan las ventajas de las turbinas de gas (altas temperaturas iniciales del ciclo) y las turbinas de vapor (bajas temperaturas finales).

Entre las nuevas formas de utilizar las fuentes naturales de energía se encuentran la construcción de centrales eléctricas geotérmicas. En 1966, se puso en funcionamiento en Kamchatka un generador de turbina experimental con una capacidad de 2.500 kW. Sin embargo, no se espera la construcción a gran escala de plantas de energía geotérmica en un futuro próximo, en particular, debido a la gran cantidad de sales minerales contenidas en las aguas geotérmicas, cuyos depósitos son muy difíciles de controlar.

Por el contrario, se abren ventajas excepcionalmente grandes en el último campo de la energía de alta temperatura: el uso de plasma para convertir la energía térmica en energía eléctrica, saltándose el ciclo térmico habitual. La implementación más cercana de esta dirección es el uso de generadores magnetohidrodinámicos (generadores MHD).

En el generador MHD, el flujo de gases eléctricamente conductores "calientes" se dirige al espacio interpolar de potentes electroimanes. El movimiento de tal gas es equivalente al movimiento de una armadura con conductores en un campo magnético, solo el EMF es inducido en los conductores "mentales" formados en la capa de gas. Con la ayuda de electrodos instalados a lo largo de todo el canal, la energía eléctrica se desvía a un circuito externo. Por lo tanto, la conversión de energía térmica se realiza sin turbina, sin partes giratorias.

El funcionamiento a altas temperaturas (~2500 °C) hace que todo el ciclo sea excepcionalmente respetuoso con el medio ambiente. El uso de generadores MHD en ingeniería energética a gran escala permitirá reducir los costos de combustible para la generación de electricidad en aproximadamente 1,5 veces en comparación con las centrales térmicas convencionales. Una característica notable de los generadores MHD es que no requieren refrigeración por agua y, por lo tanto, no contaminan los cuerpos de agua, mientras que el menor consumo relativo de combustible y la combustión más completa reducen la contaminación atmosférica. Ya tenemos en operación un generador MHD de 200 kW y se está construyendo una central industrial con un generador MHD de 25 MW.

Otro desarrollo del uso del plasma es la creación de un generador termonuclear, que utilizará un flujo de hidrógeno sobrecalentado en un campo magnético superfuerte formado por electroimanes con un superconductor como devanado de excitación.