Tipos y tipos de centrales térmicas modernas (TPP). Principios básicos del funcionamiento de TPP

Combustible, agua fría y aire: eso es lo que consume una central térmica. Ceniza, agua caliente, humo y electricidad es lo que produce.

Las centrales térmicas funcionan con varios tipos de combustible.

En el carril central Unión Soviética muchas centrales eléctricas funcionan con combustible local: turba. Se quema en los hornos de las calderas de vapor en forma de grumos sobre parrillas móviles o en forma de astillas de turba (turba molida) en hornos de molinos de minas o hornos del Ing. Shershnev.

La turba de molienda se obtiene eliminando pequeñas astillas, migas de la masa de turba con tambores de engranajes: cortadores. Entonces esta miga se seca.

Quema de turba molida en forma pura largo tiempo Siguió siendo un problema sin resolver hasta que, en nuestra URSS, el ingeniero Shershnev diseñó un horno en el que se quema turba molida en suspensión. La turba de molienda se sopla con aire en el horno. Las partículas grandes no quemadas caen, pero son nuevamente recogidas por una fuerte corriente de aire y, por lo tanto, permanecen en suspensión en el espacio del horno hasta la combustión completa.

En 1931, se puso en funcionamiento la primera central eléctrica del mundo en la URSS, quemando turba molida en hornos similares. Esta es la central eléctrica regional de Bryansk.

Más tarde, se diseñaron hornos de molino de eje para quemar turba molida. En los molinos de eje, la turba molida se seca, se tritura, se mezcla con aire y, ya en forma de partículas secas muy finas, ingresa al horno, donde se quema.

En las regiones petroleras de la URSS también hay centrales eléctricas que funcionan con combustible líquido: fuel oil (refinación de aceites usados). Las centrales eléctricas ubicadas cerca de plantas metalúrgicas consumen gas de alto horno y gas de hornos de coque como combustible. Con el descubrimiento de yacimientos de gas natural, algunas centrales eléctricas comenzaron a utilizar este gas en los hornos de sus calderas.

Pero ninguno de estos combustibles es tan común como el carbón. La mayoría de las centrales térmicas de la URSS consumen varios grados de carbón como combustible.

Las centrales eléctricas modernas son muy modestas con respecto a la calidad del carbón. Pueden utilizar carbones multiceniza y Blage, que no son adecuados para la combustión en los hornos de los barcos de vapor y las locomotoras de vapor, en los altos hornos y los hornos de hogar abierto.

Anteriormente, el carbón se quemaba en las centrales eléctricas en los hornos de las calderas de vapor en parrillas, al igual que en los hornos de turba y leña. La práctica ha demostrado que es mucho más rentable quemar carbón en forma de polvo fino: polvo de carbón. Para obtenerlo, el carbón se muele en molinos. En los mismos molinos, se seca. La mayoría de las centrales térmicas modernas funcionan con polvo de carbón.

Una central térmica requiere una gran cantidad de agua. Necesitamos alimentar las calderas de vapor. Pero la mayor parte del agua va a enfriar el vapor de escape, a condensarlo.

Las grandes centrales térmicas modernas se construyen principalmente en las orillas de un río, lago o estanque especialmente creado. Pero no siempre en el lugar donde se construye la central eléctrica hay suficiente cantidad de agua. En este caso, se conforman con un pequeño depósito, donde el agua se "enfría" artificialmente con la ayuda de piscinas de aspersión o torres de refrigeración.

Higo. 4-4. Distribución de pérdidas y energía útil en una central de turbina de vapor.

Los números del 7 al 6 muestran las pérdidas: 1 - pérdidas en la caldera (dejadas al aire ambiente y para calentar la sala de calderas); 2-pérdidas con gases salientes;^- pérdidas en tuberías de vapor; 4 - pérdidas en la turbina y para calentar la sala de máquinas; 5 - pérdidas en el generador; 6 - pérdidas con agua de refrigeración.

En una central eléctrica de condensación, las pérdidas de agua interna y de refrigeración son del 77%. En la planta de cogeneración de calor y electricidad, parte del calor contenido en el vapor selectivo y residual de las turbinas se utiliza en empresas industriales 7 y para necesidades del hogar 8. Las pérdidas totales son del 65%.

El agua caliente se suministra a las piscinas de aspersión bajo presión. Un sistema de tuberías distribuye esta agua entre una pluralidad de boquillas. sale agua de ellos pequeñas fuentes, se rocía en pequeños chorros, se enfría con el aire circundante y, ya enfriado, cae a la piscina.

Las torres de enfriamiento son altas, huecas dentro de la torre. Las rejillas están ubicadas en su parte inferior a lo largo de la circunferencia. El agua caliente se vierte sobre las rejillas en forma de lluvia fina. El aire pasa a través de esta lluvia artificial, es calentado por el calor del agua y, junto con el vapor de agua, ingresa a la parte central de la torre de enfriamiento. Este tubo gigante crea empuje. Aire caliente sube y sale. Siempre hay enormes nubes de vapor sobre las torres de enfriamiento.

Las centrales eléctricas y térmicas combinadas, abreviadas CHP, se denominan centrales eléctricas que, además de electricidad, también proporcionan calor a los consumidores en forma de vapor para las necesidades tecnológicas de fábricas y plantas y en forma agua caliente, destinándose a la calefacción de las viviendas y necesidades domésticas de la población.

Las centrales eléctricas y térmicas combinadas son mucho más económicas que las centrales eléctricas simples o, como se les llama, de condensación. En este último, más de la mitad del calor generado durante la combustión del combustible se lleva con agua de refrigeración. En las centrales combinadas de calor y electricidad, estas pérdidas son mucho menores, ya que parte del vapor expulsado en las turbinas va directamente a los consumidores y al calentamiento del agua para calefacción y suministro de agua caliente del entorno.

Entonces, lo más común en nuestra URSS es una central térmica que funciona con carbón quemado en los hornos de las calderas de vapor en estado pulverizado. Visitaremos una planta de energía de este tipo.

Suministro de combustible

Para generar 1 kWh de electricidad en una planta de energía moderna, solo se gastan unos pocos cientos de gramos de carbón, pero incluso una planta de energía "promedio" consume varios miles de toneladas de carbón por día.

Aquí las puertas de la central eléctrica se abrieron de par en par y, con el ruido de los topes, entra lentamente el siguiente tren de vehículos pesados. 4-5. proceso tecnológico de una central térmica (suministro de combustible y sala de calderas). El carbón en trozos alimentado en vagones autodescargadores a las tolvas de la caseta de descarga 1 a través del sistema de transportadores 2 ingresa a las tolvas 3 de la torre de trituración y a través del separador magnético 4 y la parrilla 5 a la trituradora 6, donde es triturado para piezas de tamaño 10-13 ΛίΛί. Después de la trituradora, el carbón fino se alimenta a través del transportador 2 a los transportadores de la galería del búnker 7 y a través de ellos a los silos de carbón bruto de las calderas 8.

Desde las tolvas de carbón crudo, por medio de un alimentador de cinta 9, combinado con básculas de cinta, el carbón ingresa a un molino de bolas 10, donde se muele y se seca con los gases de combustión suministrados al molino a través de un gasoducto 11. Una mezcla de polvo de carbón y Los gases son aspirados fuera del molino por un ventilador del molino (escape) 12, pasan a través del separador del molino 13, donde las partículas grandes de polvo se separan y regresan a través de la tubería de polvo 14 al molino. El polvo fino con gases ingresa al pi ciclón izquierdo 15, donde el polvo se separa de los gases y se vierte en la tolva de polvo 16. Desde el ciclón de polvo 15, los gases son aspirados a través de la tubería de gas 17 y a través del quemador 19

Se soplan en el horno de la caldera 20.

En el mismo flujo de gases a través de los alimentadores de polvo 18, se añade la cantidad de polvo necesaria para una determinada carga de la caldera. El ventilador soplador 21 toma el aire calentado de la parte superior de la sala de calderas, lo conduce a través del calentador de aire 22, donde el aire se lleva a una temperatura de 300 - ^ 50 ° y lo entrega en la cantidad necesaria para una combustión completa del polvo a través de los conductos de aire 23 a los quemadores 19. Las antorchas encendidas, saliendo de los quemadores, tienen una temperatura de aproximadamente 1.500 ° Los gases de combustión incandescentes formados durante la combustión del polvo ceden parte de su calor por radiación a los tubos de pantalla 24, son succionados fuera del horno por un extractor de humos 29 y arrojados a la chimenea 31 a lo largo del cerdo 30.

En el camino desde el horno, los gases son lavados por las tuberías de la caldera 25, el sobrecalentador 26, el calentador de agua, el economizador de agua 27 y el calentador de aire 22. La temperatura del gas cae por debajo de 200 °. En los precipitadores electrostáticos 28, los gases de escape se limpian de cenizas, que se vierten junto con la escoria del horno en los canales de eliminación de cenizas hidráulicas 12, de donde son arrastradas por una poderosa corriente de agua.

El agua ingresa a la caldera desde la sala de máquinas a través de la tubería de agua de alimentación 33, pasa por el economizador de agua 27, donde se calienta hasta aproximadamente el punto de ebullición para una presión dada, se alimenta al tambor de la caldera 34 y desde allí llena toda la tubería. sistema. El vapor resultante se descarga desde la parte superior de la caldera balaban a través de los tubos de escape de vapor 35 al sobrecalentador 26. El vapor sobrecalentado a través de la válvula de vapor principal 37 a través de la tubería de vapor sobrecalentado 36 va a la sala de máquinas a las turbinas.

góndolas autodescargables de cuatro ejes. ¡Todo el mundo es capaz! albergar hasta 60 toneladas de carbón.

La composición se alimenta a las básculas de los vagones, donde se pesa cada góndola. El pesaje del combustible es necesario para mantener registros precisos del desempeño técnico y económico de la central eléctrica y las liquidaciones en efectivo con el ferrocarril y las minas proveedoras.

Después del pesaje, parte de los vagones se dirige al almacén de carbón, donde se descarga para crear reservas de carbón. Se necesita un almacén en caso de posibles interrupciones en el transporte.

Los depósitos de carbón de la central eléctrica están equipados con potentes mecanismos de carga y descarga: grúas de pórtico, grúas de cable, grúas de cuchara autopropulsadas a vapor o eléctricas. Se minimiza el tiempo de inactividad de los vagones para la carga y descarga.

Dependiendo de las condiciones del suministro de combustible, se almacena suficiente carbón en el almacén, que es suficiente para garantizar el funcionamiento de la estación a plena carga durante varios días o incluso semanas.

La otra parte de los vagones, que permaneció en las escalas de vagones, es tomada por la locomotora de vapor de la estación I 1 y alimentada al edificio largo: el cobertizo de descarga. Las grandes puertas dobles del cobertizo de descarga se abren, se encienden las señales de advertencia, suena el timbre y todo el tren, junto con la locomotora, entra adentro - para descargar.

Los trabajadores giran las palancas de bloqueo, abren los paneles laterales inferiores de las góndolas y un chorro negro de carbón se vierte en grandes pozos de malla grande con rejilla de hierro ubicados a ambos lados de las vías del tren. Estos son búnkeres de descarga. Las poderosas lámparas eléctricas debajo del techo parecen atenuarse debido a las nubes de polvo que se elevan El carbón se sirvió seco, porque hay muchos. 4-6. proceso tecnológico (continuación de la figura 4-5). central térmica (sala de máquinas y parte eléctrica).

El vapor sobrecalentado de las calderas a través de la tubería de vapor 1 ingresa a la turbina de vapor 2, donde la energía térmica del vapor se convierte en energía mecánica. El rotor de la turbina gira el rotor del generador conectado a él L. El vapor agotado en la turbina ingresa a 4, donde se licua, se condensa y cede su calor al agua en circulación. El vapor convertido en agua (condensado) es bombeado por la bomba de condensado b y enviado a los tanques de almacenamiento 7 y al desaireador b, en los que se elimina el oxígeno del agua calentada. Además del condensado, se agrega agua al desaireador a través de la tubería 12 del tratamiento químico del agua para compensar las pérdidas de condensado, y aquí la bomba de transferencia 9 suministra drenaje desde los tanques de drenaje de recolección 10. Dependiendo del consumo de agua de la sala de calderas, el condensado se acumula en el tanque de almacenamiento o se consume desde este hacia el desaireador. La liberación de agua del oxígeno disuelto en ella se produce cuando pasa la cabeza del desaireador 11.

La bomba de alimentación /5 toma el agua del desaireador y la conduce a presión a través del calentador 14, donde el agua es calentada por el vapor selectivo de la turbina y pasa por la tubería de agua de alimentación a presión 15 hasta la sala de calderas a las calderas. El vapor selectivo de la turbina, además del calentador, también se suministra al cabezal del desaireador.

Una potente bomba de circulación 16 bombea agua fría a través de los tubos de latón 5 del condensador ( agua circulante). El vapor de escape de la turbina lava estos conductos, cede su calor al agua en circulación y se condensa. El agua caliente que circula a través de la tubería 17 ingresa a la salida 18 de la torre de enfriamiento, fluye desde allí hacia abajo a lo largo de la rejilla 19 en forma de lluvia fina y, al encontrarse con el flujo de aire que va a la torre 20 de la torre de enfriamiento, se enfría y desde la piscina receptora 2/, ya enfriada, regresa a la bomba de circulación de succión 16.

Desde el estator del generador, la electricidad generada se transfiere por el cable 22 a través de los seccionadores del generador 23 y el disyuntor de aceite 24 a las barras de la aparamenta 27. Desde las barras, parte de la electricidad a través de los transformadores reductores auxiliares se utiliza para alimentar el sistema eléctrico. motores de consumo propio y para iluminar la estación. La parte principal de la electricidad a través de los transformadores elevadores 26 y los interruptores de aceite 27 pasa por la línea de alto voltaje 28 al alto voltaje común.

red del sistema de potencia.

polvo. Pero también sucede de otra manera. En otoño y horario de invierno Cuando hay fuertes lluvias y nevadas, el contenido de humedad del carbón aumenta enormemente. El carbón se congela y hay que sacarlo de las góndolas con palancas.

Desde los bunkers de descarga, el carbón a través de un sistema de transporte de correas, una zanja, primero bajo tierra y luego ascendiendo a lo largo de galerías inclinadas, ingresa a la torre de trituración. Aquí, las trituradoras de martillo lo muelen en trozos de 10-13 mm. Desde aquí, el carbón va a los silos de carbón crudo de las calderas de vapor. Esto completa la economía del taller de suministro de combustible.

fábrica de vapor

Cuando te paras en la sala de calderas, en el pasillo entre las calderas, parece como si estuvieras en una calle estrecha entre casas altas. Solo en casa mirada inusual, revestido con chapas de acero pintadas de negro, y rodeado de pasarelas y escaleras de ligeras celosías de acero. Las calderas modernas alcanzan la altura de un edificio de cinco pisos.

En todos los lados, la caldera es de un revestimiento negro liso. Solo en la parte superior se puede ver una cúpula plateada, como si se hubiera construido una aeronave en el caldero. Este es el tambor de la caldera. La cúpula del tambor de acero está cubierta con una capa de aislamiento térmico y pintada con bronce de aluminio. Hay una escotilla en el domo para que pueda subir dentro del tambor durante la instalación y reparación.

En varios lugares de la carcasa de la caldera, se colocan pequeños mirones. Abramos uno de ellos. La cara se rocía inmediatamente con calor, una luz insoportablemente brillante golpea los ojos. Los mirones van al horno de la caldera, donde se quema el combustible. Frente a uno de los quemadores abiertos hay un tubo negro con una lente de vidrio al final, como la mitad de un par de binoculares. Este es un pirómetro óptico que mide la temperatura en el horno. Se coloca un tubo sensible dentro del tubo del pirómetro. Los cables van a un galvanómetro montado en el escudo térmico de control de la caldera. La escala del galvanómetro está graduada en grados.

La temperatura dentro del horno de la caldera es de más de mil quinientos grados, y el revestimiento de sus paredes solo está tibio. La llama en el horno está rodeada por todos lados por una serie de tuberías llenas de agua y conectadas al tambor de la caldera. Estos conductos -una pantalla de agua, como se les llama- perciben la energía radiante de los gases calientes del horno. Detrás de los tubos de la pantalla hay mampostería de ladrillo refractario. Detrás de la capa de ladrillos refractarios se coloca una capa de ladrillos aislantes de diatomeas con muy baja conductividad térmica. Y detrás de este ladrillo, directamente debajo de los paneles de revestimiento de acero, se coloca otra capa de lana de vidrio o asbesto. Las tuberías que salen de la caldera están cubiertas con una gruesa capa de aislamiento térmico. Todas estas medidas reducen significativamente la pérdida de calor al medio ambiente.

dentro del horno

Cerca de allí, la caldera se detuvo para reparaciones. A través de una abertura en su pared, puede ingresar a la caja de fuego a una plataforma de madera temporal hecha para la duración de la reparación. ¡Qué gris está todo por dentro!

Las cuatro paredes de la cámara de combustión están cubiertas con tuberías de pantalla de agua. Las tuberías están cubiertas con una capa de ceniza suelta y escoria. En algunos lugares en las paredes laterales del horno, las tuberías están separadas y se ven agujeros negros abiertos: quemadores a través de los cuales se sopla polvo de carbón hacia el horno:

En la parte inferior, las paredes del horno se estrechan en forma de pirámide invertida, convirtiéndose en un pozo estrecho. Estos son un búnker de escoria y una mina de escoria. Aquí cae la escoria formada durante la combustión del polvo de carbón. De las minas de escoria, la escoria y las cenizas se lavan con un fuerte chorro de agua en los canales de eliminación hidráulica de cenizas o se vierten en carros y se llevan a los vertederos de cenizas.

Cuando se para en la parte inferior del horno, la iluminación deficiente al principio oculta la altura del espacio del horno. Pero esta altura se hace palpable si miras uno de los tubos de la pantalla de agua desde abajo hacia arriba.

Abajo, al nivel de la plataforma, los caños parecen tan gruesos como un brazo y se distinguen claramente los espacios entre ellos. En la parte superior, los toscos se doblan, formando una bóveda plana. Y allá arriba, estas tuberías parecen pajitas colocadas en filas iguales. Tienes que inclinar la cabeza para mirar la bóveda de la caja de fuego. Involuntariamente, la boca se abre y la ceniza se vierte desde arriba.

Durante el funcionamiento de la caldera, todas sus tuberías de agua se cubren continuamente con una capa de hollín, una capa de ceniza y hollín. Esto perjudica la transferencia de calor de los gases calientes al agua en las tuberías. Durante la reparación de la caldera, todas sus tuberías de agua se limpian a fondo.

Los diseñadores de calderas de vapor eligen la velocidad de los gases calientes a través de los haces de tubos para que sea lo suficientemente alta como para reducir la deposición de partículas sólidas sobre ellos. De lo contrario, se habrían formado crecimientos, similares a las estalactitas y estalagmitas en las cuevas.

Además, durante el funcionamiento de la caldera, de vez en cuando es necesario soplar sus tuberías con un fuerte chorro de aire comprimido o vapor.

El volumen del horno de la caldera es de más de mil metros cúbicos. Es terrible pensar lo que sucede en este vasto espacio durante el funcionamiento de la caldera, cuando está todo lleno de llamas furiosas y torbellinos de gases calientes.

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

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

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

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

Ventajas de las centrales eléctricas de carbón:

— bajo costo de combustible;

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

- y todo.

Desventajas de las centrales eléctricas de carbón:

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

- altas emisiones en comparación con el gas;

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

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

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

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

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

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

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

La capacidad global de generación a carbón se ha duplicado a 2000 GW desde 2000, impulsada por un crecimiento explosivo en proyectos de inversión en China e India. Otros 200 GW están en construcción y 450 GW están planificados en todo el mundo. En las últimas décadas, las centrales eléctricas de carbón han generado entre el 40 % y el 41 % de la electricidad mundial, la mayor parte en comparación con otros tipos de generación. Al mismo tiempo, en 2014 se alcanzó el pico de generación eléctrica a partir del carbón, y ahora se ha iniciado la novena oleada de reducción de carga de las centrales térmicas en funcionamiento y su cierre. Más sobre esto en Carbon Brief.

La capacidad global de generación a carbón se ha duplicado a 2000 GW desde 2000, impulsada por un crecimiento explosivo en proyectos de inversión en China e India. Otros 200 GW están en construcción y 450 GW están planificados en todo el mundo. Hay 77 países en el club de generadores de carbón, 13 países más planean unirse para 2030.

En las últimas décadas, las centrales eléctricas de carbón han generado entre el 40 % y el 41 % de la electricidad mundial, la mayor parte en comparación con otros tipos de generación.

Al mismo tiempo, en 2014 se alcanzó el pico de generación eléctrica a partir del carbón, y ahora se ha iniciado la novena oleada de reducción de carga de las centrales térmicas en funcionamiento y su cierre. A lo largo de los años, se han cerrado 200 GW en la UE y EE. UU., y otros 170 GW se cerrarán para 2030. A partir del 9 de abril de 2018, 27 países se han unido a la Coal Phase-out Alliance, de los cuales 13 países tener plantas eléctricas en funcionamiento.

Tenga en cuenta que de 2010 a 2017, solo el 34% de la capacidad de carbón planificada se completó o se puso en construcción (873 GW), mientras que 1700 GW se cancelaron o retrasaron, informa CoalSwarm. Por ejemplo, una licitación para la construcción de una nueva estacion puede atraer varias aplicaciones, cada una de las cuales se contará en la "capacidad planificada".

Según la Agencia Internacional de Energía (AIE), todas las plantas de carbón crudo deben cerrar en unas pocas décadas si se quiere limitar el calentamiento a menos de 2 °C por encima de las temperaturas preindustriales. Para arrojar luz sobre esta historia, Carbon Brief trazó un mapa del pasado, presente y futuro de todas las centrales eléctricas de carbón en todo el mundo a partir de febrero de 2018. (https://www.carbonbrief.org/mapped-worlds-coal-power-plants), que muestra todas las centrales térmicas de carbón de más de 30 MW cada una en funcionamiento en el período 2000-2017, así como la ubicación de las previstas. El mapa incluye unas 10.000 plantas de carbón cerradas, operativas y planificadas con una capacidad total de 4.567 GW, de las cuales 1.996 GW están operando hoy, 210 GW están en construcción, 443 GW están planificadas, 2.387 GW se están retirando y 1.681 GW se propusieron para construirse pero luego cancelarse desde 2010 en 95 países del mundo. También hay alrededor de 27 GW de pequeñas centrales térmicas de carbón en el mundo, de hasta 30 MW cada una.

Crecimiento de la capacidad de carbón

La generación a carbón es, sobre todo, la promesa de electricidad barata para estimular el crecimiento económico. La capacidad global de generación a carbón creció anualmente entre 2000 y 2017, casi duplicándose de 1,063 GW a 1,995 GW. El carbón produce el 40-41% de la electricidad mundial, la mayor parte de las últimas décadas. En la actualidad, 77 países de todo el mundo utilizan energía del carbón, frente a los 65 del año 2000. Otros 13 planean unirse al club de la energía del carbón.

Las emisiones de CO2 de las instalaciones existentes son suficientes para alterar el balance de carbono en 1,5 o 2 grados centígrados. Según el estudio, estas restricciones significarían la ausencia de nuevas centrales eléctricas a carbón y el cierre anticipado del 20% de la flota de generación a carbón. Según la AIE, todas las centrales eléctricas de carbón crudo tendrán que cerrar para 2040 si el mundo quiere mantenerse "muy por debajo" de los 2 grados centígrados de crecimiento. Esto significaría cerrar 100 GW de capacidad de carbón cada año durante 20 años, o aproximadamente un bloque de carbón por día hasta 2040.

Sin embargo, los titulares y las previsiones energéticas sugieren que el crecimiento del carbón no se detendrá. Estas sombrías perspectivas de un empeoramiento del clima se ven atenuadas por los signos de un rápido cambio energético. La cartera de bloques de carbón en construcción o planificados se ha reducido a la mitad desde 2015. La tasa de cierre de centrales térmicas se está acelerando, alcanzando un nivel combinado de 197 GW entre 2010 y 2017.

Ralentización del carbón

La AIE cree que pico de inversión a la energía mundial del carbón ya ha pasado y la industria ha entrado en una fase de "dramática desaceleración". El informe de la AIE afirma que China, que proporciona más crecimiento actual, ya no necesita nuevas centrales térmicas.

El fracaso de la inversión significa que el crecimiento de la capacidad de carbón se está desacelerando. Y si en 2011 se introdujeron 82 GW en el mundo, en 2017, solo 34 GW.

La cantidad de nuevas estaciones en construcción está disminuyendo más rápido cada año, un 73 % menos que en 2015, según el último informe anual de CoalSwarm, Greenpeace y Sierra Club. China está cerrando muchos cientos de plantas más pequeñas, antiguas y menos eficientes, reemplazándolas por otras más grandes y eficientes. Todo esto significa que poder global generación de carbón puede alcanzar su punto máximo ya en 2022, según el Informe sobre el estado de la industria de la IEA.

Emisiones máximas de CO2

Los datos de la AIE muestran que emisiones de CO2 de la energía del carbón, quizás ya alcanzó su punto máximo en 2014 ., a pesar de que la capacidad de carbón sigue creciendo. Las emisiones de CO2 del carbón cayeron un 3,9% en el período 2014-2016, la producción de carbón un 4,3%.

A medida que la capacidad de carbón continúa aumentando, las centrales eléctricas de carbón existentes funcionan menos horas. En promedio, las centrales eléctricas de carbón a nivel mundial operaron aproximadamente la mitad del tiempo en 2016, con un factor de carga del 52,5 %. Se observa una tendencia similar en EE. UU. (52 %), la UE (46 %), China (49 %) e India (60 %).

Una serie de otros factores también influyen en la relación entre las centrales eléctricas de carbón y las emisiones de CO2. Estos incluyen el tipo de carbón y las tecnologías de combustión utilizadas por cada planta. Las centrales térmicas que queman lignito de baja calidad pueden emitir hasta 1.200 toneladas de CO2 por GWh de electricidad generada. El carbón de alta calidad emite menos emisiones.

La tecnología de combustión también es importante, a partir de plantas "subcríticas" menos eficientes. a ultra-supercrítico sistemas que aumentan la eficiencia de la caldera a presiones más altas. Las plantas subcríticas más antiguas y menos eficientes operan al 35% de eficiencia. Las nuevas tecnologías elevan esta cifra al 40%, y ultrasupercrítico hasta un 45% (HELE).

Sin embargo, según la Asociación Mundial del Carbón, incluso los bloques de carbón HELE emiten alrededor de 800 tCO2/GW. Esto es aproximadamente el doble de las emisiones de las centrales eléctricas de gas y entre 50 y 100 veces más altas que las nucleares, eólicas y solares. La AIE no ve más perspectivas para la energía del carbón en escenarios anteriores a 2C, ya que las emisiones residuales son demasiado altas, incluso con la captura y el almacenamiento de carbono.

Hubo un ligero repunte en la producción de carbón y las emisiones de CO2 en 2017, impulsado por una mayor producción en China, aunque se mantienen por debajo de su pico de 2014.

La erosión de la economía del carbón

La baja utilización de la central eléctrica (PLU) es "corrosiva" para la economía de las centrales eléctricas de carbón. En general, están diseñados para operar al menos el 80% del tiempo, ya que tienen costos fijos relativamente altos. Esta es también la base de la estimación de costos para la construcción de un nuevo bloque de carbón, mientras que una carga más pequeña aumenta el costo por unidad de electricidad. La dinámica del declive de NFI es particularmente tóxica para los operadores de plantas de carbón que compiten con la rápida caída de los precios de las energías renovables, el gas barato en los EE. UU. y el aumento de los precios del carbón en la UE. Las restricciones de suministro de carbón elevan los precios del carbón, lo que socava aún más cualquier ventaja persistente sobre las alternativas.

Las nuevas regulaciones ambientales están elevando el costo de las centrales eléctricas de carbón en muchas jurisdicciones, desde la UE hasta India e Indonesia. Los propietarios de plantas de carbón deberían invertir en instalaciones de tratamiento para cumplir con estándares ambientales más altos, o cerrar sus sucias plantas de energía térmica por completo. Esta combinación de factores significa que la mayoría de las estaciones de la "flota" de carbón existente en la UE e incluso en la India se enfrentan a graves problemas económicos, según el grupo de expertos financieros Carbon Tracker. Se encontró que para 2030, por ejemplo, casi todas las centrales eléctricas de carbón de la UE dejarán de ser rentables. El fundador de Bloomberg New Energy Finance, Michael Liebreich, dice que el carbón se enfrenta a dos "puntos de inflexión". La primera es cuando las nuevas energías renovables se vuelven más baratas que las nuevas centrales térmicas de carbón, lo que ya ha sucedido en varias regiones. La segunda es cuando las nuevas fuentes de energía renovable son más baratas que las centrales eléctricas de carbón existentes.

tenga en cuenta que Las centrales térmicas de carbón pueden continuar operando en condiciones desfavorables. Condiciones económicas, por ejemplo, con recargo de corriente. Esta práctica fue introducida por varios países de la UE en 2018.

En 2018, China, Vietnam y Tailandia abolieron por completo el recargo por generación solar. Filipinas e Indonesia lo han reducido significativamente. Y en India, la generación solar ya es más barata que el carbón. Es decir, en condiciones de competencia real, la generación a carbón en los países del sudeste Asia ya está perdiendo fuentes de energía renovable y se desarrollará más lentamente de lo previsto.

Países y regiones clave

77 países utilizan carbón para generar electricidad, frente a 65 países en 2000. Desde entonces, 13 países han desarrollado capacidad de carbón y solo un país, Bélgica, la ha cerrado. Otros 13 países, que representan el 3 % de la capacidad actual, se comprometieron a eliminar gradualmente el carbón para 2030 como parte de Coal Leaving Alliance, liderada por el Reino Unido y Canadá. Mientras tanto, 13 países todavía esperan unirse al club de la energía del carbón.

10 mejores Los países del mundo, que se muestran en el lado izquierdo de la siguiente tabla, representan el 86% del número total de centrales eléctricas de carbón en funcionamiento. En el lado derecho de la mesa - 10 mejores países que planean construir el 64% de la capacidad de carbón del mundo.

País/MW en operación/cuota en el mundo País/MW en construcción/cuota

China 935.472 47% China 210.903 32%

EE.UU. 278.823 14% India 131.359 20%

India 214.910 11% Vietnam 46.425 7%

Alemania 50.400 3% Turquía 42.890 7%

Rusia 48.690 2% Indonesia 34.405 5%

Japón 44.578 2% Bangladés 21.998 3%

Sudáfrica 41.307 2% Japón 18.575 3%

Corea del Sur 37.973 2% Egipto 14.640 2%

Polonia 29.401 1% Pakistán 12.385 2%

Indonesia 28.584 1% Filipinas 12.141 2%

China tiene la flota de generación de carbón más grande en funcionamiento y alberga el transportador de 97 GW más poderoso del mundo en construcción en un radio de 250 km a lo largo del delta del río Yangtze alrededor de Shanghái. Esto es más que cualquier país con la excepción de la India y los EE.UU. ya existe. Rusia tiene la quinta flota generadora de carbón más grande del mundo, que es solo el 2% de la capacidad de generación mundial.

China

Durante los últimos 20 años, los cambios más significativos se han producido en China. Su flota de carbón se quintuplicó entre 2000 y 2017. y alcanzó 935 GW o casi la mitad de la capacidad mundial.

China también es el mayor emisor de CO2 del mundo y utiliza la mitad del consumo mundial de carbón, por lo que su camino futuro es desproporcionadamente importante para los esfuerzos globales para combatir el cambio climático.

La actividad industrial y el uso del carbón fueron estimulados hasta el nombramiento del presidente Xi como "líder vitalicio". Tal política energética podría impulsar el crecimiento de las emisiones de CO2 al ritmo más rápido durante muchos años.

Sin embargo, algunos analistas dicen que el uso de carbón en China podría reducirse a la mitad para 2030. El gobierno está implementando un esquema nacional de comercio de emisiones y cerrando y limitando la nueva generación de energía a carbón en respuesta a la contaminación del aire y las preocupaciones climáticas. Esto significa que la cartera de centrales térmicas de carbón en construcción o planificadas en 2017 se redujo en un 70% en comparación con 2016, según CoalSwarm.

También significa que es poco probable que los proyectos planificados reciban los permisos necesarios para construirlos, dice Lauri Millivirta, analista de energía de Asia Oriental de Greenpeace. “Muchos de los proyectos planificados en China e India están realmente muertos. En India son comercialmente ilíquidos, nadie en su sano juicio los va a construir... en China no tiene sentido, porque ya hay demasiada capacidad, un excedente”. Según la Administración de Información Energética de los Estados Unidos (EIA), La capacidad y la producción de carbón en China han alcanzado más o menos su punto máximo.

India

El segundo aumento más grande en la capacidad desde 2000 ha sido en India, donde la flota de energía a carbón se ha más que triplicado a 215 GW. Recientemente, el estado de la generación de carbón de la India se ha deteriorado considerablemente. La AIE recorta su previsión de demanda de carbón indio debido a desaceleración del crecimiento de la demanda de electricidad y fuentes de energía renovable más baratas. Algunas plantas de 10 GW se consideran "no viables", otras de 30 GW están bajo "estrés", según el Ministro de Energía de India en una entrevista con Bloomberg en mayo de 2018. Esto se debe a que "la revolución de energía renovable de India está empujando al carbón por un precipicio de deuda ”, escribe Matthew Gray, analista de Carbon Tracker.

El último plan nacional de electricidad de la India tiene como objetivo retirar 48 GW de centrales eléctricas de carbón, en parte debido a nuevos estándares ambientales. También prevé la puesta en marcha de 94 GW de nuevas capacidades, pero esta cifra es considerada poco realista por los principales analistas mundiales. El país tiene planificados 44 GW de proyectos, de los cuales 17 GW están en suspenso desde hace años. " En India, las energías renovables ya pueden suministrar energía a un costo más bajo que las centrales eléctricas de carbón nuevas e incluso la mayoría de las existentes. ”, dice Lauri Millivirta, analista de energía de Greenpeace en el este de Asia.

EE.UU

Una ola de desmantelamiento de viejas capacidades ha reducido la generación de carbón de EE. UU. en 61 GW en seis años, y se planea cerrar otros 58 GW, señala Coal Swarm. Esto reducirá la flota de carbón de EE. UU. en dos quintas partes, de 327 GW en 2000 a 220 GW o menos en el futuro.

Una forma de salvar la industria son los planes declarados de la administración Trump para rescatar las plantas a carbón que pierden dinero por razones seguridad nacional Bloomberg las caracteriza como una "intervención sin precedentes en los mercados energéticos estadounidenses" para mantener la confiabilidad del sistema a través de recargos por capacidad.

Por otro lado, las condiciones del mercado favorecen actualmente las centrales eléctricas de gas y las energías renovables. No hay nuevas capacidades de carbón en los EE. UU. Se espera que el desmantelamiento de capacidades de carbón en 2018 ascienda a 18 GW. El año pasado, el consumo de carbón en el sector energético estadounidense fue el más bajo desde 1982.

unión Europea

Dados los planes de eliminación del carbón de la UE, la flota de generación a base de carbón de la unión debería reducirse a 100 GW para 2030, la mitad de su capacidad total en 2000. Junto con Canadá, la UE lidera la alianza de eliminación del carbón. El Reino Unido, Francia, Italia, los Países Bajos, Portugal, Austria, Irlanda, Dinamarca, Suecia y Finlandia han anunciado la eliminación gradual de las centrales eléctricas de carbón hasta 2030. Su capacidad es de 42 GW, incluidas las centrales térmicas de nueva construcción.

Al mismo tiempo, la cuarta y novena flota nacional generadora de carbón más grande del mundo es en los Estados miembros UE, concretamente 50 GW en Alemania y 29 GW en Polonia. Una comisión de la UE para establecer una fecha de corte para el suministro de electricidad a base de carbón de Alemania ha comenzado a trabajar, aunque el operador de la red del país dice que solo la mitad de la flota de carbón puede cerrarse para 2030 sin comprometer la seguridad energética. Polonia simplemente prometió que no construiría nuevas centrales térmicas de carbón más allá de lo que ya está en construcción.

Los estudios de la AIE han demostrado que todas las centrales eléctricas de carbón de la UE deben cerrar antes de 2030 para cumplir los objetivos del Acuerdo de París. Se espera que el aumento de los precios del CO2 conduzca a un cambio del carbón al gas tan pronto como este año, siempre que el precio sea correcto y el gas esté disponible.

Otros países clave

Otros países asiáticos, incluidos Corea del Sur, Japón, Vietnam, Indonesia, Bangladesh, Pakistán y Filipinas han duplicado colectivamente su flota de generación a carbón desde 2000, alcanzando 185 GW en 2017. Juntos, estos países construirán 50 GW de nuevas plantas de energía térmica ellos mismos, con otros 128 GW previsto a través de la financiación y la participación en la construcción de China, Japón y Corea del Sur.

En muchos de estos países, hay signos mixtos de uso del carbón. Por ejemplo, el último borrador del Plan Nacional de Energía de Japón considera el papel importante del carbón en 2030, mientras que el Acuerdo de París significa que Tokio debe eliminar el carbón para entonces, señala Climate Analytics.

Vietnam es el tercer país en términos de volumen planificado de generación de carbón: 46 GW, de los cuales 11 GW ya están en construcción. “Sin embargo, el gobierno está invirtiendo cada vez más en cambiar esta trayectoria”, escribe Alex Perera, Director Asociado de Energía del Instituto de Recursos Mundiales de energía renovable y el sector privado que busca alcanzar objetivos de energía limpia cada vez más estrictos”.

El gobierno de Indonesia ha prohibido la construcción de nuevas plantas de carbón en la isla de Java, la más densamente poblada. La empresa estatal de servicios públicos ha sido criticada por "sobreestimar enormemente el crecimiento de la demanda de electricidad" para justificar los planes para agregar nuevas centrales eléctricas de carbón.

Turquía tiene planes significativos para expandir su flota de carbón. Sin embargo, actualmente solo se está construyendo 1 GW de la tubería planificada de 43 GW.

Otro país con grandes planes es Egipto, que no tiene plantas de carbón ni depósitos de carbón propios. Tenga en cuenta que ninguno de los 15 GW de nueva capacidad planificada fue más allá de la Etapa temprana aprobaciones, no ha recibido ningún permiso y no se está construyendo.

Sudáfrica tiene grandes depósitos de carbón y la séptima flota de energía a carbón más grande del mundo. Sudáfrica está construyendo 6 GW de nuevas plantas de energía térmica y planea poner en marcha otros 6 GW. Sin embargo, desde la elección de Cyril Ramaphosa a principios de este año, el estado de ánimo político en el país está cambiando y en abril se firmaron acuerdos a largo plazo para la construcción de energías renovables por un valor de 4.700 millones de dólares. La razón es que las nuevas plantas de carbón serán más caras que las FER, según creen los expertos. Los debates legislativos sobre el papel del carbón en el nuevo plan de inversión en energía de Sudáfrica tendrán lugar a finales de este verano.

23 de marzo de 2013

Una vez, cuando estábamos entrando en la gloriosa ciudad de Cheboksary, dirección este mi esposa notó dos enormes torres a lo largo de la carretera. "¿Y qué es eso?" ella preguntó. Como absolutamente no quería mostrar mi ignorancia a mi esposa, cavé un poco en mi memoria y solté una victoriosa: "Estas son torres de enfriamiento, ¿no lo sabes?". Ella estaba un poco avergonzada: "¿Para qué son?" "Bueno, hay algo que enfriar, al parecer". "¿Y qué?". Entonces me avergoncé, porque no sabía en absoluto cómo salir más.

Tal vez esta pregunta haya quedado para siempre en la memoria sin respuesta, pero los milagros ocurren. Unos meses después de este incidente, veo una publicación en el feed de mi amigo. z_alexey sobre la captación de blogueros que quieren visitar el Cheboksary CHPP-2, el mismo que vimos desde la carretera. Tener que cambiar drásticamente todos tus planes, ¡sería imperdonable perder esa oportunidad!

Entonces, ¿qué es CHP?

Este es el corazón de la planta CHP, y aquí tiene lugar la acción principal. El gas que ingresa a la caldera se quema, liberando una gran cantidad de energía. Aquí es donde entra el Agua Pura. Después de calentar, se convierte en vapor, más precisamente en vapor sobrecalentado, con una temperatura de salida de 560 grados y una presión de 140 atmósferas. También lo llamaremos "Vapor puro" porque se forma a partir de agua preparada.
Además de vapor, también tenemos escape a la salida. ¡A máxima potencia, las cinco calderas consumen casi 60 metros cúbicos de gas natural por segundo! Para eliminar los productos de la combustión, se necesita una tubería de "humo" no infantil. Y hay uno también.

La tubería se puede ver desde casi cualquier zona de la ciudad, dada la altura de 250 metros. Sospecho que este es el edificio más alto de Cheboksary.

Cerca hay una tubería un poco más pequeña. Reserva de nuevo.

Si la planta de cogeneración funciona con carbón, se requiere un tratamiento de escape adicional. Pero en nuestro caso, esto no es obligatorio, ya que se utiliza gas natural como combustible.

En la segunda sección del taller de calderas y turbinas hay instalaciones que generan electricidad.

Cuatro de ellos están instalados en la sala de máquinas del Cheboksary CHPP-2, con una capacidad total de 460 MW (megavatios). Es aquí donde se suministra el vapor sobrecalentado de la sala de calderas. Él, bajo una gran presión, se envía a las palas de la turbina, lo que obliga al rotor de treinta toneladas a girar a una velocidad de 3000 rpm.

La instalación consta de dos partes: la propia turbina, y un generador que genera electricidad.

Y así es como se ve el rotor de la turbina.

Los sensores y medidores están en todas partes.

Tanto turbinas como calderas, en su caso emergencia se puede detener al instante. Para ello, existen válvulas especiales que pueden cerrar el suministro de vapor o combustible en una fracción de segundo.

Curiosamente, ¿existe un paisaje industrial o un retrato industrial? Tiene su propia belleza.

Hay un ruido terrible en la habitación, y para escuchar a un vecino, tienes que forzar mucho la audición. Además, hace mucho calor. Quiero quitarme el casco y quitarme la camiseta, pero no puedo hacerlo. Por razones de seguridad, la ropa de manga corta está prohibida en la planta CHP, hay demasiadas tuberías calientes.
La mayor parte del tiempo, el taller está vacío, la gente aparece aquí una vez cada dos horas, durante una ronda. Y el funcionamiento de los equipos se controla desde el Tablero de Control Principal (Paneles de Control de Grupo para Calderas y Turbinas).

Así luce el lugar de destino.

Hay cientos de botones alrededor.

Y decenas de sensores.

Algunos son mecánicos y otros son electrónicos.

Esta es nuestra excursión, y la gente está trabajando.

En total, después del taller de calderas y turbinas, a la salida tenemos electricidad y vapor que se ha enfriado parcialmente y ha perdido parte de su presión. Con electricidad, parece ser más fácil. A la salida de diferentes generadores, el voltaje puede ser de 10 a 18 kV (kilovoltios). Con la ayuda de transformadores de bloque, aumenta a 110 kV, y luego la electricidad puede transmitirse a largas distancias utilizando líneas eléctricas (líneas eléctricas).

No es rentable liberar el "vapor limpio" restante a un lado. Dado que está formado por agua pura", cuya producción es un proceso bastante complicado y costoso, es más conveniente enfriarlo y devolverlo a la caldera. Entonces, en un círculo vicioso. Pero con su ayuda y con la ayuda de intercambiadores de calor, puede calentar agua o producir vapor secundario, que puede venderse fácilmente a terceros consumidores.

En general, es de esta forma que recibimos calor y electricidad en nuestros hogares, teniendo el confort y la comodidad habituales.

Oh si. ¿Por qué se necesitan torres de enfriamiento de todos modos?

Resulta que todo es muy simple. Para enfriar el "vapor puro" restante, antes de un nuevo suministro a la caldera, se utilizan todos los mismos intercambiadores de calor. Se enfría con la ayuda de agua técnica, en CHPP-2 se toma directamente del Volga. No requiere ningún entrenamiento especial y también se puede reutilizar. Después de pasar por el intercambiador de calor, el agua de proceso se calienta y se dirige a las torres de enfriamiento. Allí fluye hacia abajo en una película delgada o cae en forma de gotas y es enfriado por el flujo de aire que se aproxima creado por los ventiladores. Y en las torres de enfriamiento de eyección, el agua se rocía mediante boquillas especiales. En cualquier caso, el enfriamiento principal se produce por la evaporación de una pequeña parte del agua. El agua enfriada sale de las torres de enfriamiento a través de un canal especial, luego de lo cual, con la ayuda de una estación de bombeo, se envía para su reutilización.
En una palabra, se necesitan torres de enfriamiento para enfriar el agua que enfría el vapor que trabaja en el sistema caldera-turbina.

Todo el trabajo del CHP se controla desde el Panel de control principal.

Hay un asistente aquí en todo momento.

Todos los eventos son registrados.

No me des pan, déjame tomar fotos de los botones y sensores...

En esto, casi todo. En conclusión, hay algunas fotos de la estación.

Esta es una tubería vieja que ya no funciona. Lo más probable es que lo eliminen pronto.

Hay mucha propaganda en la empresa.

Están orgullosos de sus empleados aquí.

Y sus logros.

no me parece bien...

Queda por agregar que, como en una broma: "No sé quiénes son estos bloggers, pero su guía es el director de la sucursal en Mari El y Chuvashia de OAO TGC-5, el IES del holding - Dobrov SV "

Junto con el director de la estación S.D. Stolyarov.

Sin exagerar - verdaderos profesionales en su campo.

Y, por supuesto, muchas gracias a Irina Romanova, en representación del servicio de prensa de la empresa, por la gira perfectamente organizada.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

A pesar de estos esfuerzos para mejorar el rendimiento de las centrales térmicas de carbón existentes, será necesario instalar 150.000 MW adicionales de capacidad eléctrica en los Estados Unidos para fines de siglo si la demanda de electricidad crece a una tasa esperada del 2,3% anual. año. Para seguir siendo competitivas con el carbón en un mercado energético en constante expansión, las empresas de energía tendrán que adoptar nuevas formas innovadoras de quemar carbón que sean más eficientes que las tradicionales de tres maneras. aspectos clave: menor contaminación ambiental, reducción del tiempo de construcción de las centrales y mejora de sus características de funcionamiento y operación.

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

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

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

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

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