Panoramica: il mercato globale della produzione di carbone. Tipi e tipologie di centrali termiche moderne (TPP)

Dal 2000, la capacità di generazione a carbone del mondo è raddoppiata a 2.000 GW a causa della crescita esplosiva dei progetti di investimento in Cina e India. Altri 200 GW sono in costruzione e 450 GW sono previsti in tutto il mondo. Negli ultimi decenni, le centrali elettriche a carbone hanno prodotto il 40-41% dell'elettricità mondiale, la quota maggiore rispetto ad altri tipi di generazione. Allo stesso tempo, nel 2014 è stato raggiunto il picco della produzione di energia elettrica da carbone e ora è iniziata la nona ondata di diminuzione del carico delle TPP operative e la loro chiusura. Maggiori informazioni su questo nella nostra recensione di Carbon Brief.

Dal 2000, la capacità di generazione a carbone del mondo è raddoppiata a 2.000 GW a causa della crescita esplosiva dei progetti di investimento in Cina e India. Altri 200 GW sono in costruzione e 450 GW sono previsti in tutto il mondo. Ci sono 77 paesi nel club dei generatori di carbone, altri 13 hanno intenzione di aderire entro il 2030.

Negli ultimi decenni, le centrali elettriche a carbone hanno prodotto il 40-41% dell'elettricità mondiale, la quota maggiore rispetto ad altri tipi di generazione.

Allo stesso tempo, nel 2014 è stato raggiunto il picco della produzione di energia elettrica da carbone e ora è iniziata la nona ondata di diminuzione del carico delle TPP operative e la loro chiusura. Nel corso degli anni, l'UE e gli Stati Uniti hanno chiuso 200 GW, altri 170 GW devono essere chiusi entro il 2030. Al 9 aprile 2018, 27 paesi hanno aderito alla Coal Phase-Out Alliance, di cui 13 hanno centrali elettriche operative.

Si noti che dal 2010 al 2017, solo il 34% della capacità di carbone pianificata è stato costruito o messo in costruzione (873 GW), mentre 1.700 GW sono stati cancellati o rinviati, riporta CoalSwarm. Ad esempio, una gara per la costruzione di una nuova stazione può attirare più offerte, ognuna delle quali sarà conteggiata ai fini della "capacità pianificata".

Secondo l'Agenzia internazionale per l'energia (IEA), tutte le centrali a carbone grezzo dovrebbero chiudere entro pochi decenni se il riscaldamento deve essere limitato a meno di 2 °C al di sopra delle temperature preindustriali. Per far luce su questa storia, Carbon Brief ha mappato il passato, il presente e il futuro di tutte le centrali elettriche a carbone nel mondo a partire da febbraio 2018. (https://www.carbonbrief.org/mapped-worlds-coal-power-plants), che mostra tutte le centrali termiche a carbone superiori a 30 MW ciascuna, operanti nel periodo 2000-2017, nonché l'ubicazione della prevista. La mappa comprende circa 10.000 impianti a carbone chiusi, operativi e pianificati per una capacità totale di 4.567 GW, di cui 1.996 GW oggi in esercizio, 210 GW in costruzione, 443 GW previsti, 2.387 GW in dismissione e 1.681 GW fu proposta per essere costruita, ma poi cancellata dal 2010 in 95 paesi del mondo. Ci sono anche circa 27 GW di piccole centrali termiche a carbone nel mondo - fino a 30 MW ciascuna.

Aumento della capacità del carbone

La produzione di carbone riguarda principalmente la promessa di elettricità a basso costo per stimolare la crescita economica. La capacità di generazione globale a carbone è cresciuta ogni anno tra il 2000 e il 2017, quasi raddoppiando da 1.063 GW a 1.995 GW. Il carbone produce il 40-41% dell'elettricità mondiale, la quota maggiore degli ultimi decenni. Oggi l'energia del carbone è utilizzata da 77 paesi del mondo, rispetto ai 65 del 2000. Altri 13 hanno intenzione di aderire al club dell'energia del carbone.

Le emissioni di CO2 degli impianti esistenti sono sufficienti per rompere il bilancio del carbonio di 1,5 o 2 gradi Celsius. Secondo lo studio, queste restrizioni significherebbero l'assenza di nuove centrali elettriche a carbone e la chiusura anticipata del 20% della flotta a carbone. Tutte le centrali elettriche a carbone grezzo dovranno chiudere entro il 2040 per mantenere il mondo "ben al di sotto" di una crescita di 2 gradi Celsius, secondo l'AIE. Ciò significherebbe chiudere 100 GW di capacità di carbone ogni anno per 20 anni, o circa un blocco di carbone ogni giorno fino al 2040.

Tuttavia, i titoli dei giornali e le previsioni energetiche suggeriscono che la crescita del carbone non si fermerà. Queste fosche prospettive per un peggioramento del clima sono mitigate dai segnali di rapidi cambiamenti nel settore energetico. Il nastro trasportatore dei blocchi di carbone in costruzione o pianificato è stato dimezzato dal 2015. Il ritmo delle chiusure dei TPP sta accelerando, raggiungendo un livello cumulativo di 197 GW tra il 2010 e il 2017.

Rallentamento della crescita del carbone

L'IEA crede che picco di investimento all'energia globale del carbone è già passato e l'industria è entrata in una fase di "drammatico rallentamento". Il rapporto dell'AIE afferma che la Cina, che fornisce la maggior parte della crescita attuale, non ha più bisogno di nuove centrali termiche.

Un fallimento negli investimenti significa che la crescita della capacità del carbone sta rallentando. E se nel 2011 sono stati commissionati 82 GW nel mondo, nel 2017 solo 34 GW.

Il numero di nuove stazioni in costruzione sta diminuendo più velocemente ogni anno, del 73% dal 2015, secondo l'ultimo rapporto annuale di CoalSwarm, Greenpeace e Sierra Club. La Cina sta chiudendo molte centinaia di strutture più piccole, vecchie e meno efficienti, sostituendole con altre più grandi ed efficienti. Tutto questo significa che potere globale generazione di carbone potrebbe raggiungere il picco già nel 2022, ha detto in un rapporto sullo stato dell'industria dell'AIE.

Emissioni di CO2 di picco

I dati dell'AIE mostrano che emissioni di CO2 dall'energia del carbone, forse già ha raggiunto il picco nel 2014 ., nonostante il fatto che la capacità del carbone continui a crescere. Le emissioni di CO2 dal carbone sono diminuite del 3,9% tra il 2014-2016, la produzione di carbone è diminuita del 4,3%.

Poiché la capacità del carbone continua ad aumentare, le centrali elettriche a carbone esistenti funzionano per meno ore. In media, le centrali elettriche globali a carbone sono state in funzione per circa la metà del tempo nel 2016, con un tasso di utilizzo del 52,5%. Una tendenza simile si osserva negli Stati Uniti (52%), nell'UE (46%), in Cina (49%) e in India (60%).

Anche una serie di altri fattori influenzano la relazione tra le centrali elettriche a carbone e le emissioni di CO2. Questi includono il tipo di carbone e le tecnologie di combustione utilizzate da ciascun impianto. Le centrali termiche che bruciano lignite di bassa qualità possono emettere fino a 1200 tonnellate di CO2 per GWh di elettricità generata. Il carbone di alta qualità emette meno emissioni.

Anche la tecnologia di combustione è importante, da impianti "subcritici" meno efficienti a ultra-supercritico sistemi che aumentano il rendimento della caldaia a pressioni più elevate. Le unità subcritiche più vecchie e meno efficienti operano con un'efficienza del 35%. Le nuove tecnologie alzano questo indicatore fino al 40%, e ultra-supercritico fino al 45% (HELE).

Tuttavia, secondo la World Coal Association, anche i blocchi di carbone HELE emettono circa 800 tCO2 / GWh. Si tratta di circa il doppio delle emissioni di una centrale elettrica a gas e circa 50-100 volte superiori a quelle nucleari, eoliche e solari. L'AIE non vede ulteriori prospettive per l'energia a carbone negli scenari pre-2C poiché le emissioni residue sono troppo elevate, anche con la cattura e lo stoccaggio del carbonio.

C'è stato un piccolo picco nella produzione di carbone e nelle emissioni di CO2 nel 2017, guidato dall'aumento della produzione in Cina, sebbene rimangano al di sotto del picco del 2014.

Erosione dell'economia del carbone

Il basso livello di utilizzo delle centrali elettriche (CCI) è "corrosivo" per l'economia delle centrali a carbone. In generale, sono progettati per funzionare almeno l'80% del tempo, in quanto hanno costi fissi relativamente elevati. Questa è anche la base della stima dei costi per la costruzione del nuovo blocco carbone, mentre un minor utilizzo aumenta il costo per unità di energia elettrica. La tendenza al ribasso della CCI è particolarmente tossica per gli operatori di centrali elettriche a carbone, in competizione con i prezzi delle energie rinnovabili in rapida diminuzione, il gas a basso costo negli Stati Uniti e l'impennata dei prezzi del carbone nell'UE. Le restrizioni all'offerta di carbone stanno facendo salire i prezzi del carbone, minando ulteriormente qualsiasi beneficio residuo rispetto alle alternative.

Nuove normative ambientali stanno facendo aumentare il costo delle centrali elettriche a carbone in molte giurisdizioni dall'UE all'India e all'Indonesia. I proprietari di centrali a carbone devono investire in impianti di trattamento delle acque reflue per soddisfare standard ambientali più elevati o chiudere del tutto le loro centrali elettriche sporche. Questa combinazione di fattori significa che la maggior parte delle stazioni della flotta di carbone esistente nell'UE e persino in India stanno affrontando gravi problemi economici, secondo il thinktank finanziario Carbon Tracker. E 'stato trovato che entro il 2030, ad esempio, quasi tutte le centrali elettriche a carbone nell'UE non saranno redditizie. Il fondatore di Bloomberg New Energy Finance, Michael Libreich, afferma che il carbone sta affrontando due "punti di non ritorno". Il primo è quando le nuove energie rinnovabili diventano più economiche delle nuove centrali elettriche a carbone, cosa che è già avvenuta in diverse regioni. In secondo luogo, quando le nuove fonti di energia rinnovabile sono più economiche delle centrali elettriche a carbone esistenti.

notare che le centrali a carbone possono continuare a funzionare in condizioni economiche sfavorevoli, Per esempio, con un sovrapprezzo per la potenza. Questa pratica è stata introdotta da un certo numero di paesi dell'UE nel 2018.

Nel 2018, Cina, Vietnam e Thailandia hanno completamente annullato il supplemento solare. Le Filippine e l'Indonesia lo hanno notevolmente ridotto. E in India, la generazione solare è già più economica del carbone. Cioè, in condizioni di vera concorrenza, produzione di carbone nei paesi sud-est L'Asia sta già perdendo terreno rispetto alle energie rinnovabili e si svilupperà più lentamente del previsto.

Paesi e regioni chiave

77 paesi utilizzano il carbone per generare elettricità, rispetto ai 65 del 2000. Da allora, 13 paesi hanno costruito impianti a carbone e solo un paese, il Belgio, li ha chiusi. Altri 13 paesi, che rappresentano il 3% della capacità attuale, si sono impegnati a eliminare gradualmente il carbone entro il 2030 come parte dell'Alleanza del carbone passato, guidata da Regno Unito e Canada. Nel frattempo, 13 paesi sperano ancora di unirsi al club dell'energia da carbone.

Top 10 i paesi del mondo riportati a sinistra della tabella sottostante rappresentano l'86% del numero totale di centrali a carbone in funzione. A destra nella tabella - Top 10 paesi che intendono costruire il 64% della capacità mondiale a carbone.

Paese / MW operativi / quota nel mondo Paese / MW in costruzione / quota

Cina 935.472 47% Cina 210.903 32%

USA 278.823 14% India 131.359 20%

India 214.910 11% Vietnam 46,425 7%

Germania 50.400 3% Turchia 42.890 7%

Russia 48,690 2% Indonesia 34,405 5%

Giappone 44.578 2% Bangladesh 21,998 3%

Sudafrica 41.307 2% Giappone 18.575 3%

Corea del Sud 37.973 2% Egitto 14.640 2%

Polonia 29,401 1% Pakistan 12,385 2%

Indonesia 28.584 1% Filippine 12.141 2%

La Cina ha la più grande flotta funzionante a carbone ed è sede del più potente gasdotto al mondo da 97 GW in costruzione in un raggio di 250 km lungo il delta del fiume Yangtze intorno a Shanghai. Questo è più di quanto già esiste in qualsiasi paese ad eccezione dell'India e degli Stati Uniti. La Russia ha la quinta flotta a carbone più grande del mondo, che rappresenta solo il 2% della capacità di generazione mondiale.

Cina

Negli ultimi 20 anni, i cambiamenti più significativi si sono verificati in Cina. La sua flotta a carbone è quintuplicata tra il 2000 e il 2017. e ha raggiunto i 935 GW, ovvero quasi la metà della capacità mondiale.

La Cina è anche il più grande emettitore di CO2 al mondo e utilizza metà del carbone mondiale, quindi il suo percorso futuro è sproporzionatamente importante per lo sforzo globale per combattere il cambiamento climatico.

L'attività industriale e l'uso del carbone sono stati stimolati prima della nomina del presidente Xi come "leader per la vita". Questa politica energetica potrebbe spingere le emissioni di CO2 al ritmo più veloce degli ultimi anni.

Tuttavia, alcuni analisti affermano che l'uso del carbone in Cina potrebbe essere dimezzato entro il 2030. Il governo sta introducendo uno schema nazionale di scambio di emissioni e sta chiudendo e limitando la nuova energia a carbone in risposta all'inquinamento atmosferico e alle preoccupazioni climatiche. Ciò significa che il nastro trasportatore delle centrali elettriche a carbone in costruzione o pianificate nel 2017 è diminuito del 70% entro il 2016, riferisce CoalSwarm.

Significa anche che è improbabile che i progetti pianificati ottengano i permessi di cui hanno bisogno per costruirli, afferma Lauri Millivirta, analista energetico di Greenpeace nell'Asia orientale. “Molti dei progetti pianificati in Cina e India sono praticamente morti. In India sono commercialmente illiquidi, nessuno sano di mente li costruirà… in Cina non ha senso, perché c'è già troppa capacità, un surplus”. Secondo l'Energy Information Administration (EIA) degli Stati Uniti, la produzione di energia e carbone in Cina ha più o meno raggiunto il suo picco.

India

Il secondo più grande aumento di capacità dal 2000 si è verificato in India, dove la flotta elettrica a carbone è più che triplicata a 215 GW. Di recente, lo stato della produzione di carbone indiano è peggiorato drasticamente. L'AIE ha tagliato le sue previsioni sulla domanda di carbone indiano dovuto a un rallentamento della crescita della domanda di energia elettrica e una riduzione del costo delle fonti energetiche rinnovabili. Alcuni impianti da 10 GW sono considerati "insostenibili", altri 30 GW sono sotto "stress", secondo il ministro dell'Energia indiano in un'intervista a Bloomberg nel maggio 2018. Questo perché "la rivoluzione delle energie rinnovabili in India sta spingendo il carbone fuori dalla scogliera del debito. " Matthew Gray, analista di Carbon Tracker.

L'ultimo piano elettrico nazionale indiano mira in parte allo smaltimento di 48 GW di centrali elettriche a carbone dovuto a nuovi standard ambientali. Prevede anche la messa in servizio di 94 GW di nuove capacità, ma questa cifra è considerata irrealistica dai principali analisti del mondo. Il Paese ha pianificato la messa in servizio di 44 progetti GW, di cui 17 GW sospesi da molti anni. " In India, le energie rinnovabili possono già fornire energia a un costo inferiore rispetto alle nuove e persino alla maggior parte delle centrali elettriche a carbone esistenti. "Dice Lauri Millivirta, analista energetico di Greenpeace per l'Asia orientale.

Stati Uniti d'America

L'ondata di smaltimento della vecchia capacità ha ridotto la produzione di carbone degli Stati Uniti di 61 GW in sei anni e si prevede la chiusura di altri 58 GW, osserva Coal Swarm. Ciò ridurrà la flotta a carbone degli Stati Uniti di due quinti, da 327 GW nel 2000 a 220 GW in futuro o meno.

Un modo per salvare l'industria è attraverso i piani annunciati dall'amministrazione Trump per salvare le centrali elettriche a carbone non redditizie per motivi di sicurezza nazionale al fine di mantenere l'affidabilità del sistema attraverso sovraccarichi energetici Bloomberg li descrive come "intervento senza precedenti nei mercati energetici statunitensi".

D'altro canto, le condizioni di mercato attualmente favoriscono le centrali elettriche a gas e le fonti energetiche rinnovabili. Non ci sono nuovi impianti di carbone negli Stati Uniti. Si prevede che lo smantellamento delle capacità a carbone nel 2018 ammonterà a 18 GW. L'anno scorso, il consumo di carbone nel settore energetico degli Stati Uniti è stato il più basso dal 1982.

Unione europea

Dati i piani dell'UE per eliminare gradualmente il carbone, la flotta a carbone dell'Unione dovrebbe essere ridotta a 100 GW entro il 2030, o metà della sua capacità totale nel 2000. Insieme al Canada, i paesi dell'UE guidano l'Alleanza per eliminare gradualmente il carbone. Gran Bretagna, Francia, Italia, Paesi Bassi, Portogallo, Austria, Irlanda, Danimarca, Svezia e Finlandia hanno annunciato l'eliminazione graduale delle centrali elettriche a carbone entro il 2030. La loro capacità è di 42 GW, comprese le centrali elettriche di recente costruzione.

Allo stesso tempo, si trova la quarta e la nona flotta nazionale di produzione di carbone al mondo negli stati membri UE, ovvero 50 GW in Germania e 29 GW in Polonia. Una commissione dell'UE per fissare una data limite per le forniture di elettricità a base di carbone per la Germania ha iniziato a funzionare, anche se l'operatore di rete del paese afferma che solo la metà della flotta di carbone potrebbe essere chiusa entro il 2030 senza compromettere la sicurezza energetica. La Polonia ha semplicemente promesso che non avrebbe costruito nuove centrali elettriche a carbone oltre a quelle già in costruzione.

Gli studi dell'AIE hanno dimostrato che tutte le centrali elettriche a carbone dell'UE devono chiudere entro il 2030 per raggiungere gli obiettivi dell'accordo di Parigi. Si prevede che l'aumento dei prezzi della CO2 porterà a un passaggio dal carbone al gas già quest'anno, in base a prezzi adeguati e disponibilità di gas.

Altri paesi chiave

Altri paesi asiatici, tra cui Corea del Sud, Giappone, Vietnam, Indonesia, Bangladesh, Pakistan e Filippine, hanno complessivamente raddoppiato la loro flotta di produzione di carbone dal 2000, raggiungendo i 185 GW nel 2017. In totale, questi paesi costruiranno 50 GW di nuove centrali termiche centrali elettriche da sole e altre 128. GW è pianificato attraverso il finanziamento e la partecipazione alla costruzione di Cina, Giappone e Corea del Sud.

In molti di questi paesi, ci sono segni contrastanti sull'uso del carbone. Ad esempio, l'ultima bozza del piano energetico nazionale giapponese tiene conto del ruolo significativo del carbone nel 2030, mentre l'accordo di Parigi significa che Tokyo dovrebbe eliminare gradualmente il carbone per allora, osserva Climate Analytics.

Il Vietnam è il terzo paese in termini di volume pianificato di produzione di carbone: 46 GW, di cui 11 GW già in costruzione. “Tuttavia, il governo sta investendo sempre di più per cambiare questa traiettoria - scrive Alex Perera, vicedirettore dell'energia al World Resources Institute - Il Vietnam offre un'interessante e importante combinazione di condizioni che consentirà la transizione verso l'energia pulita: energia rinnovabile e il settore privato che si sforza di raggiungere obiettivi di energia pulita sempre più stringenti".

Il governo indonesiano ha vietato la costruzione di nuove centrali a carbone nell'isola più popolosa di Giava. La società di servizi statali è stata criticata per aver "sovrastimato massicciamente la crescita della domanda di elettricità" al fine di giustificare i piani per il lancio di nuove centrali elettriche a carbone.

La Turchia ha piani significativi per espandere la sua flotta di carbone. Tuttavia, attualmente è in costruzione solo 1 GW del gasdotto pianificato da 43 GW.

Un altro paese con grandi progetti è l'Egitto, che non ha centrali a carbone né depositi di carbone propri. Si prega di notare che nessuna delle nuove capacità pianificate di 15 GW è andata oltre la prima fase di approvazione, ha ricevuto autorizzazioni e non è in costruzione.

Il Sudafrica ha grandi giacimenti di carbone e la settima più grande flotta di energia a carbone nel mondo. Il Sudafrica sta costruendo 6 GW di nuove centrali termoelettriche e prevede di introdurne altri 6 GW. Tuttavia, a seguito dell'elezione di Kirill Ramaphosa all'inizio di quest'anno, il sentimento politico nel paese sta cambiando e ad aprile sono stati firmati accordi a lungo termine per la costruzione di energie rinnovabili per un importo di $ 4,7 miliardi. ... Il motivo è che le nuove centrali a carbone saranno più costose delle energie rinnovabili, dicono gli esperti. Le discussioni legislative sul ruolo del carbone nel nuovo piano di investimenti energetici del Sudafrica si svolgeranno entro la fine dell'estate.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

23 marzo 2013

Una volta, mentre stavamo guidando verso la gloriosa città di Cheboksary, da est, mia moglie notò due enormi torri lungo l'autostrada. "E che cos'è?" lei chiese. Siccome non volevo assolutamente mostrare a mia moglie la mia ignoranza, ho frugato un po' nella mia memoria e ne ho emessa una vittoriosa: "Questa è una torre di raffreddamento, non lo sai?". Era un po' imbarazzata: "A cosa servono?" "Beh, c'è qualcosa da rinfrescare, a quanto pare." "E cosa?". Allora ero imbarazzato, perché non sapevo affatto come uscirne ulteriormente.

Forse questa domanda è rimasta per sempre senza risposta nella memoria, ma i miracoli accadono. Pochi mesi dopo questo incidente, vedo un post nel feed del mio amico z_alexey su un gruppo di blogger che desiderano visitare il Cheboksary CHPP-2, lo stesso che abbiamo visto dalla strada. Devi cambiare drasticamente tutti i tuoi piani, sarà imperdonabile perdere un'occasione del genere!

Quindi cos'è un cogeneratore?

Questo è il cuore dell'impianto di cogenerazione, ed è qui che si svolge l'azione principale. Il gas che entra nella caldaia si brucia, rilasciando una quantità pazzesca di energia. Qui viene servita anche "acqua pura". Dopo il riscaldamento si trasforma in vapore, più precisamente in vapore surriscaldato, che ha una temperatura di uscita di 560 gradi e una pressione di 140 atmosfere. Lo chiameremo anche "Pure Steam" perché è formato da acqua preparata.
Oltre al vapore, abbiamo anche un'uscita di scarico. Alla massima capacità, tutte e cinque le caldaie consumano quasi 60 metri cubi di gas naturale al secondo! Per rimuovere i prodotti della combustione è necessario un "camino" non infantile. E anche questo è disponibile.

Il tubo è visibile da quasi tutte le zone della città, vista l'altezza di 250 metri. Sospetto che questo sia l'edificio più alto di Cheboksary.

C'è un tubo leggermente più piccolo nelle vicinanze. Prenota di nuovo.

Se un impianto di cogenerazione viene alimentato a carbone, è necessario un trattamento aggiuntivo dei gas di scarico. Ma nel nostro caso, questo non è necessario, poiché il gas naturale viene utilizzato come combustibile.

Nella seconda sezione del negozio di caldaie e turbine, ci sono unità di generazione di energia.

Ce ne sono quattro installati nella sala macchine di Cheboksary CHPP-2, con una capacità totale di 460 MW (megawatt). Qui viene alimentato il vapore surriscaldato dal locale caldaia. Egli, sotto un'enorme pressione, viene inviato alle pale della turbina, costringendo un rotore da trenta tonnellate a ruotare a una velocità di 3000 giri al minuto.

L'installazione è composta da due parti: la turbina stessa e un generatore che genera elettricità.

Ed ecco come appare il rotore della turbina.

Indicatori e indicatori sono ovunque.

Sia le turbine che le caldaie possono essere fermate istantaneamente in caso di emergenza. Per questo, ci sono valvole speciali che possono interrompere l'erogazione di vapore o carburante in una frazione di secondo.

Mi chiedo se esiste una cosa come un paesaggio industriale o un ritratto industriale? C'è bellezza qui.

C'è un rumore terribile nella stanza e per sentire un vicino devi affaticare l'udito. Fa anche molto caldo. Vorrei togliermi il casco e spogliarmi fino a indossare una maglietta, ma non è possibile. Per motivi di sicurezza, al CHP sono vietati vestiti con maniche corte, ci sono troppi tubi caldi.
Il più delle volte, l'officina è vuota, le persone si presentano qui una volta ogni due ore, durante un round. E il funzionamento dell'apparecchiatura è controllato dalla scheda di controllo principale (quadri di controllo di gruppo per caldaie e turbine).

Ecco come si presenta il posto di lavoro dell'ufficiale di servizio.

Ci sono centinaia di pulsanti in giro.

E decine di sensori.

Ci sono meccanici, ci sono elettronici.

Questa è la nostra escursione e le persone stanno lavorando.

In totale, dopo l'officina caldaie e turbine, in uscita abbiamo elettricità e vapore che si è parzialmente raffreddato e ha perso parte della sua pressione. L'elettricità sembra essere più facile. La tensione di uscita da diversi generatori può essere compresa tra 10 e 18 kV (kilovolt). Con l'aiuto di trasformatori a blocchi, sale a 110 kV, quindi l'elettricità può essere trasmessa su lunghe distanze utilizzando linee elettriche (linee elettriche).

Non è redditizio lasciare che il "vapore puro" rimanente vada di lato. Poiché è formato da "Acqua pura", la cui produzione è un processo piuttosto complicato e costoso, è più opportuno raffreddarla e restituirla alla caldaia. Quindi in un circolo vizioso. Ma con il suo aiuto e con l'aiuto di scambiatori di calore, puoi riscaldare l'acqua o produrre vapore secondario, che può essere facilmente venduto a consumatori terzi.

In generale, è in questo modo che riceviamo calore ed elettricità nelle nostre case, con il consueto comfort e intimità.

Oh si. E a cosa servono le torri di raffreddamento?

Si scopre che tutto è molto semplice. Per raffreddare il restante "Vapore puro", prima della nuova alimentazione alla caldaia, vengono utilizzati tutti gli stessi scambiatori di calore. Viene raffreddato con l'aiuto di acqua industriale, a CHPP-2 viene prelevato direttamente dal Volga. Non richiede alcun addestramento speciale e può anche essere riutilizzato. Dopo aver attraversato lo scambiatore di calore, l'acqua di processo si riscalda e va alle torri di raffreddamento. Lì scorre in un film sottile o cade sotto forma di gocce e viene raffreddato a causa del controflusso d'aria creato dai ventilatori. E nelle torri di raffreddamento di espulsione, l'acqua viene spruzzata utilizzando ugelli speciali. In ogni caso, il raffreddamento principale avviene per evaporazione di una piccola parte dell'acqua. L'acqua raffreddata esce dalle torri di raffreddamento attraverso un apposito canale, dopodiché, con l'ausilio di una stazione di pompaggio, viene inviata al riutilizzo.
In una parola, le torri di raffreddamento servono per raffreddare l'acqua che raffredda il vapore operante nel sistema caldaia-turbina.

Tutto il lavoro del CHPP è controllato dal Main Control Board.

C'è sempre un ufficiale di servizio.

Tutti gli eventi vengono registrati.

Non darmi da mangiare il pane, fammi fare una foto dei pulsanti e dei sensori...

Su questo, quasi tutto. In conclusione, ci sono poche foto della stazione.

Questa è una vecchia pipa non più funzionante. Molto probabilmente sarà demolito presto.

C'è molta agitazione nell'impresa.

Qui sono orgogliosi dei loro dipendenti.

E i loro successi.

Sembra che non sia vano ...

Resta da aggiungere che, come per scherzo - "Non so chi siano questi blogger, ma la loro guida è il direttore della filiale di Mari El e Chuvashia di TGC-5 OJSC, holding IES - SV Dobrov".

Insieme al direttore della stazione S.D. Stolyarov.

Senza esagerare, sono dei veri professionisti nel loro campo.

E, naturalmente, molte grazie a Irina Romanova, che rappresenta il servizio stampa dell'azienda, per un tour ben organizzato.

Il principio di funzionamento di un impianto di cogenerazione (CHP) si basa sulla proprietà unica del vapore acqueo: essere un vettore di calore. In uno stato riscaldato, sotto pressione, si trasforma in una potente fonte di energia che aziona le turbine delle centrali termiche (TPP) - un'eredità di un'era così lontana del vapore.

La prima centrale termica fu costruita a New York City in Pearl Street (Manhattan) nel 1882. Il luogo di nascita della prima stazione termale russa, un anno dopo, divenne San Pietroburgo. Per quanto strano possa sembrare, ma anche nella nostra epoca di alte tecnologie, le centrali termiche non hanno trovato un vero e proprio sostituto: la loro quota nel settore energetico globale è superiore al 60%.

E c'è una semplice spiegazione per questo, che contiene i vantaggi e gli svantaggi dell'energia termica. Il suo "sangue" - combustibile fossile - carbone, olio combustibile, scisti bituminosi, torba e gas naturale sono ancora relativamente disponibili e le loro riserve sono piuttosto grandi.

Il grande svantaggio è che i prodotti della combustione del carburante causano gravi danni all'ambiente. E la dispensa naturale un giorno sarà completamente esaurita e migliaia di centrali termiche si trasformeranno in "monumenti" arrugginiti della nostra civiltà.

Principio di funzionamento

Per cominciare, vale la pena decidere sui termini "CHP" e "TPP". In parole povere, sono sorelle. Centrale termica "pulita" - TPP è progettata esclusivamente per la produzione di energia elettrica. Il suo altro nome è "centrale elettrica a condensazione" - IES.

La centrale combinata di calore ed energia (CHP) è un tipo di TPP. Oltre a produrre energia elettrica, fornisce acqua calda all'impianto di riscaldamento centralizzato e per il fabbisogno domestico.

Lo schema dell'impianto di cogenerazione è abbastanza semplice. Combustibile e aria riscaldata - un agente ossidante - entrano contemporaneamente nel forno. Il combustibile più comune negli impianti di cogenerazione russi è il carbone frantumato. Il calore della combustione della polvere di carbone converte l'acqua che entra nella caldaia in vapore, che viene poi alimentato in pressione ad una turbina a vapore. Un potente flusso di vapore lo fa ruotare, azionando il rotore del generatore, che converte l'energia meccanica in energia elettrica.

Inoltre, il vapore, che ha già perso in modo significativo i suoi parametri originali - temperatura e pressione - entra nel condensatore, dove dopo una "doccia d'acqua" fredda diventa di nuovo acqua. Quindi la pompa della condensa la trasferisce ai riscaldatori rigenerativi e quindi al disaeratore. Lì, l'acqua viene liberata dai gas: ossigeno e CO 2, che possono causare corrosione. Successivamente, l'acqua viene riscaldata di nuovo dal vapore e restituita alla caldaia.

Fornitura di calore

La seconda, non meno importante funzione di un impianto di cogenerazione è quella di fornire acqua calda (vapore) destinata agli impianti di riscaldamento negli insediamenti vicini e per uso domestico. Nei riscaldatori speciali, l'acqua fredda viene riscaldata fino a 70 gradi in estate e 120 gradi in inverno, dopodiché viene pompata nella camera di miscelazione comune da pompe di rete e quindi fornita ai consumatori attraverso il sistema principale di riscaldamento. Le forniture d'acqua al CHPP vengono costantemente rifornite.

Come funzionano i TPP sul gas

Rispetto ai CHPP alimentati a carbone, i TPP in cui sono installate unità di turbine a gas sono molto più compatti e rispettosi dell'ambiente. Basti dire che una tale stazione non ha bisogno di una caldaia a vapore. Un impianto a turbina a gas è essenzialmente lo stesso motore aeronautico a turbogetto, dove, a differenza di esso, la corrente a getto non viene emessa nell'atmosfera, ma fa ruotare il rotore del generatore. Allo stesso tempo, le emissioni dei prodotti della combustione sono minime.

Nuove tecnologie per la combustione del carbone

L'efficienza dei moderni impianti di cogenerazione è limitata al 34%. La stragrande maggioranza delle centrali termiche funziona ancora a carbone, il che può essere spiegato abbastanza semplicemente: le riserve di carbone sulla Terra sono ancora enormi, quindi la quota delle centrali termiche sul volume totale di elettricità generata è di circa il 25%.

Il processo di combustione del carbone è rimasto praticamente invariato per molti decenni. Tuttavia, le nuove tecnologie sono arrivate anche qui.

La particolarità di questo metodo è che, al posto dell'aria, l'ossigeno puro rilasciato dall'aria viene utilizzato come agente ossidante nella combustione della polvere di carbone. Di conseguenza, un'impurità nociva - NOx - viene rimossa dai gas di scarico. Il resto delle impurità nocive viene filtrato nel processo di diverse fasi di purificazione. La restante CO 2 in uscita viene pompata in contenitori ad alta pressione ed è soggetta ad interramento ad una profondità di 1 km.

Metodo di cattura dell'ossigeno

Anche qui, quando si brucia il carbone, l'ossigeno puro viene utilizzato come agente ossidante. Solo a differenza del metodo precedente, il vapore viene generato al momento della combustione, che aziona la turbina in rotazione. Quindi la cenere e gli ossidi di zolfo vengono rimossi dai fumi, viene eseguito il raffreddamento e la condensazione. L'anidride carbonica rimanente sotto una pressione di 70 atmosfere viene convertita allo stato liquido e posta nel sottosuolo.

Metodo di precombustione

Il carbone viene bruciato nella modalità "normale" - in una caldaia mescolata con l'aria. Dopo che la cenere e l'SO 2 - ossido di zolfo vengono rimossi. Inoltre, la CO 2 viene rimossa utilizzando uno speciale assorbente liquido, dopodiché viene smaltita mediante interramento.

Cinque delle centrali termiche più potenti al mondo

Il campionato appartiene alla cinese TPP Tuoketuo con una potenza di 6.600 MW (5 en/bl. X 1.200 MW), occupando una superficie di 2,5 mq. km. È seguito dal suo "compatrio" - Taichzhun TPP con una capacità di 5824 MW. I tre leader sono chiusi dal più grande in Russia Surgutskaya GRES-2 - 5597,1 MW. Il quarto posto è occupato dal polacco Belchatuvskaya TPP - 5354 MW, e il quinto - Futtsu CCGT Power Plant (Giappone) - un TPP a gas con una capacità di 5040 MW.

Fino a ieri, nella mia mente, tutte le centrali elettriche a carbone erano più o meno le stesse e rappresentavano il set ideale dei film dell'orrore. Con strutture annerite dal tempo, caldaie, turbine, milioni di tubi diversi e il loro astuto intreccio con un generoso strato di polvere di carbone nero. Rari operai, più simili a minatori, nella scarsa illuminazione dei lampioni a gas verde stanno riparando alcune unità complesse, qua e là, sibili, si sprigionano nuvole di vapore e fumo, spesse pozzanghere di fanghi di colore scuro rovesciate sul pavimento, qualcosa che gocciola ovunque . È così che ho visto le stazioni di carbone e ho pensato che il loro secolo stava già partendo. Il gas è il futuro, ho pensato.

Non risulta affatto.

Ieri ho visitato la nuovissima centrale elettrica a carbone della Cherepetskaya GRES nella regione di Tula. Si scopre che le moderne stazioni di carbone non sono affatto sporche e il fumo dei loro camini non è né denso né nero.

1. Qualche parola sul principio di funzionamento del GRES... Con l'aiuto di pompe, l'acqua, il carburante e l'aria atmosferica vengono forniti alla caldaia ad alta pressione. Il processo di combustione avviene nel forno della caldaia: l'energia chimica del combustibile viene convertita in calore. L'acqua scorre attraverso un sistema di tubazioni posto all'interno della caldaia.

2. Il combustibile è una potente fonte di calore, trasferita all'acqua, che si riscalda fino al punto di ebollizione ed evapora. Il vapore risultante nella stessa caldaia viene surriscaldato al di sopra del punto di ebollizione, fino a circa 540 ° C, e ad alta pressione di 13-24 MPa viene alimentato alla turbina a vapore attraverso una o più tubazioni.

3. La turbina a vapore, il generatore e l'eccitatore costituiscono l'intero gruppo turbina. In una turbina a vapore, il vapore si espande a una pressione molto bassa (circa 20 volte inferiore a quella atmosferica) e l'energia potenziale del vapore compresso e riscaldato ad alta temperatura viene convertita in energia cinetica della rotazione del rotore della turbina. La turbina mette in moto un generatore elettrico, che converte l'energia cinetica di rotazione del rotore del generatore in corrente elettrica.

4. L'assunzione di acqua viene effettuata direttamente dal serbatoio di Cherepetsk.

5. L'acqua subisce un trattamento chimico e una profonda desalinizzazione in modo che non si formino depositi sulle superfici interne delle apparecchiature nelle caldaie a vapore e nelle turbine.

6. Il carbone e l'olio combustibile vengono consegnati alla stazione per ferrovia.

7. In un deposito di carbone aperto, le gru di carico scaricano i carri. Quindi entra in gioco quello grande, che viene alimentato al trasportatore.

8. In questo modo il carbone arriva alle sezioni dell'impianto di frantumazione per la frantumazione preliminare del carbone e la successiva polverizzazione. Il carbone viene immesso nella caldaia stessa sotto forma di una miscela di polvere di carbone e aria.

10. L'impianto caldaia è ubicato nel locale caldaia dell'edificio principale. La caldaia stessa è qualcosa di geniale. Un enorme meccanismo complesso alto quanto un edificio di 10 piani.

14. Puoi camminare per sempre nei labirinti dell'impianto di caldaie. Il tempo a disposizione per le riprese era scaduto due volte, ma era impossibile staccarsi da questa bellezza industriale!

16. Gallerie, vani ascensore, passerelle, scale e ponti. In una parola - spazio)

17. I raggi del sole hanno illuminato una persona minuscola sullo sfondo di tutto ciò che stava accadendo, e ho pensato involontariamente che tutte queste complesse strutture gigantesche fossero state inventate e costruite da una persona. Un uomo così piccolo ha inventato forni a dieci piani per produrre elettricità da un minerale su scala industriale.

18. Bellezza!

20. Ieri, l'unità di potenza n. 9 è stata solennemente commissionata, che era la fase finale del progetto di espansione di Cherepetskaya GRES. Il progetto prevedeva la costruzione di due moderne centrali a carbone con una capacità di 225 MW ciascuna.

21. Potenza elettrica garantita della nuova unità di potenza - 225 MW;
Efficienza elettrica - 37,2%;
Il consumo specifico di combustibile equivalente per la produzione di energia è di 330 gt/kW*h.

23. L'attrezzatura principale comprende due turbine a condensazione a vapore prodotte da OJSC Power Machines e due caldaie prodotte da OJSC EMAlliance. Il combustibile principale della nuova unità di potenza è il carbone Kuznetsk di grado DG.

24. Sala di controllo.

25. Le unità di potenza sono dotate del primo sistema integrato di desolforazione delle polveri secche dei fumi sul mercato russo con filtri elettrostatici.

26. Trasformatori per quadri da esterno.

28. La messa in servizio della nuova unità di potenza consentirà di dismettere le apparecchiature a carbone obsolete della prima fase senza ridurre il volume di produzione di elettricità e la capacità installata totale della stazione.

29. Insieme alla nuova unità di potenza, sono state costruite due torri di raffreddamento di 87 metri, parte del sistema di alimentazione dell'acqua di servizio, che fornisce una grande quantità di acqua fredda per raffreddare i condensatori della turbina.

30. Sette campate di 12 metri. Dal basso, una tale altezza non sembra così seria.

31. In cima al camino era caldo e fresco allo stesso tempo. La telecamera si appannava continuamente.

32. Vista dell'unità di potenza dalla torre di raffreddamento. I nuovi impianti di generazione di energia della stazione sono progettati in modo tale da ridurre significativamente le emissioni di inquinanti, ridurre l'emissione di polvere quando si lavora in un magazzino di carbone, ridurre la quantità di acqua consumata ed eliminare anche la possibilità di inquinamento ambientale da acque reflue.

34. All'interno della torre di raffreddamento, tutto si è rivelato abbastanza semplice e noioso)

36. La foto mostra chiaramente la nuova unità di potenza e due vecchie. Come fuma la pipa della vecchia centralina e di quella nuova. A poco a poco, le vecchie unità di potenza saranno dismesse e smantellate. Così è andata.