http://www.institucio.org/mestral/tecnotreball/centraterm.htm
CENTRAL TÉRMICA
| Qué es una central térmica de ciclo combinado |
| Cualquiera que se moleste en estudiar la historia de las centrales de producción de electricidad del sistema peninsular verá que fueron construidas en sucesivas oleadas. Desde el final de la guerra civil se inició la construcción de los saltos hidroeléctricos con la imagen de Franco siempre presente en las inauguraciones, luego vino la época de las plantas de fuel-oil en los 60 y primeros 70, después la de las nucleares que ocuparon los 70 y primeros 80 y finalmente la de cogeneración con proyectos que se han ejecutado durante el final del siglo. Parece que el inicio del siglo XXI estará marcado por los proyectos de las centrales de gas en ciclo combinado.
Este crecimiento desbocado se ha debido en buena medida a la fuerte reducción de los precios de la electricidad. Desde 1996 dichos precios han bajado en términos reales más del 23% en los clientes sometidos a tarifa (pequeños consumidores) y más del 28% para los que negocian directamente el precio del kWh. Debido a dicho abaratamiento y a la existencia de una etapa de fuerte crecimiento económico la demanda de electricidad ha crecido a tasas de más del 6% en este período. Algo desconocido desde los 70. Un objetivo político de primer orden del gobierno ha sido trasladar a los precios finales de la energía la profunda reducción que se había operado en los costes. Con ello reducía de forma significativa la inflación y ganaba votos. El "único" problema ha sido el aumento desbocado de los impactos ambientales. Y por supuesto de las emisiones de CO2. Por ello, aunque se produjera un proceso de sustitución acelerada de centrales de carbón por grupos de gas en ciclo combinado, el crecimiento de la demanda-pasada y previsiblemente futura- superaría al efecto combinado de mejora de la eficiencia y sustitución de combustibles. Las emisiones no se contienen. No deben ignorarse tampoco, por su contribución al cambio climático, las fugas accidentales de metano (CH4,componente casi exclusivo del gas natural) cuyo potencial de calentamiento a 20 años es 56 veces mayor que el de una cantidad igual de CO2. Según el IPCC (Panel Intergubernamental de expertos en Cambio Climático) la tasa de aumento anual de este gas es del 0,6% y es responsable, aproximadamente, del 16% del calentamiento terrestre actual. Comentar que se compadece mal las previsiones de reducir las emisiones de CH4 en casi un 24% en el 2010 con respecto a 1990, como preveía el Consejo Nacional del Clima, con la idea de aumentar mucho la red de gasoductos en nuestro país. Un balance similar ofrecen las emisiones de óxidos de Nitrógeno (NOx). Estas sustancias son componentes de las llamadas lluvias ácidas y se producen por reacción directa del Nitrógeno y el Oxígeno del aire al elevarse la temperatura. Una central de aproximadamente 1000 MW. que funcione unas 6.600 horas equivalentes al año emitiría del orden de 2.100 Tm. Estas sustancias son también precursores de la formación de Ozono troposférico, un peligroso contaminante que está alcanzando valores alarmantes en la atmósfera de ciertas zonas del territorio peninsular (Madrid, Huelva, Tarragona, Puertollano...). En bastantes de estos sitios se están superando los límites establecidos cuando las condiciones meteorológicas facilitan su formación (elevada insolación y temperatura). No es nada aventurado suponer que el caudal de emisión que representa la planta agravará de forma significativa el fenómeno hasta convertirlo en un problema grave de difícil o imposible control. Se provocarán con ello daños significativos sobre la salud de quienes allí habitan.
El otro sistema tradicional (torres húmedas) "aprovecha" el calor residual para evaporar agua y necesita caudales menores. Aunque este es un uso consuntivo del agua de difícil encaje en cuencas que no pueden definirse en modo alguno como excedentarias. El consumo, para los rangos de potencia demandados, se sitúa entre 0,15 y 0,7 m3/seg. A la limitación en la disponibilidad del recurso hay que añadir la necesidad de purgar las sales contenidas en el agua evaporada que en todas las circunstancias degrada su calidad y que en algún caso puede llevar el impacto hasta valores inasumibles. Tampoco deben olvidarse entonces las alteraciones del microclima del lugar debido a las nubes formadas. Y es preciso analizar en cada caso los impactos de las instalaciones anexas (posibles depósitos del combustible principal o de los auxiliares, equipamientos de producción eléctrica...), los específicos de la fase de construcción (afecciones a vías de acceso, ruidos, polvo, efectos sobre cauces, sobre valores culturales o arqueológicos...), las servidumbres urbanísticas provocadas por las líneas eléctricas de evacuación, por las subestaciones necesarias... |
COGENERACIÓN.
El término cogeneración se empezó a utilizar en USA en la década de los 70 para definir la producción conjunta en una o varias etapas de energía mecánica (eléctrica si se coloca un generador) y térmica.
Su filosofía consiste en que en la industria se produzca recuperación de energía útil, en que la energía se aproveche al máximo. Por ejemplo, los gases de combustión de una fábrica se utilizan para precalentar la línea de agua. Por lo tanto podemos decir que es menos contaminante, ya que produce más trabajo con la misma emisión.
Existen varios procedimientos para cogenerar en función de las necesidades que uno tenga, todo depende de que se prefiera energía eléctrica o térmica.
Una central eléctrica de vapor consiste en una caldera, una turbina, un condensador y un equipo de bombeo y utiliza el ciclo termodinámico de Rankine. El elemento que circula en circuito cerrado (semicerrado, realmente) es agua. En la caldera, se obtiene vapor de agua sobrecalentado, que se expande en la turbina. Esta expansión hace girar una turbina que, conectada a un generador, produce energía eléctrica. El vapor que sale de la turbina se encuentra normalmente en equilibrio vapor-líquido (entre un 80 a un 95 % de vapor y el resto es líquido). En el condensador pasa a líquido. Claro, que para pasar de vapor a líquido es necesario "robarle" calor. Luego, si un fluido pierde calor, lo puede recuperar otro fluido en un intercambiador de calor, que se calienta. Este fluido caliente (energía térmica) puede utilizarse como agua caliente sanitaria, calefacción, etc.De esta manera hemos producido energía electrica y térmica (cogeneración).
Algo similar ocurre con los motores de combustión interna. Imaginese un coche (motor de combustión interna) que en vez de tener ruedas mueve un generador (estaremos transformando energía química -del combustible- en eléctrica), y el circuito de refrigeración (radiador, vaso de expansión, termostato), lo hacemos pasar por un radiador o lo utilizamos para producir agua caliente. Luego tenemos cogeneración con un motor de combustión interna.
El último ejemplo es el de una turbina de gas, que es similar al proceso de motor de combustión interna y al de la turbina de vapor.Los gases de combustión mueven la turbina y el calor se le roba a los gases de combustión.
Actualmente, para la producción de energía eléctrica se utilizan centrales de ciclo combinado (una turbina de gas y otra de vapor) que funcionan en una primera etapa como una central con una turbina de gas y los gases de combustión se utilizan para producir vapor de agua que se expande en una turbina de vapor. Por supuesto también se cogenera.
| Centrales Térmicas Convencionales | ||||
| Las centrales térmicas convencionales son de carbón y de fuelóleo, y hoy día siguen dando rendimientos muy apreciables. | ||||
| En las de carbón se llega a aprovechar lignito de muy baja calidad, gracias a las mejoras tecnológicas que facilitan su combustión y limpian sus humos, aunque en algunos casos haya que recurrir a chimeneas altísimas para su evacuación, como es el caso de la Central de Puentes de García Rodríguez, de Endesa, cuya chimenea alcanza los 356 metros de altura. | ||||
Las de fuelóleo presentan como principal inconveniente las oscilaciones del precio del petróleo y derivados, y a menudo también se exigen tratamientos de desulfuración de los humos para evitar la contaminación y la lluvia ácida.
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| Nuevos conceptos en Centrales Térmicas | ||
| Ya se han comenzado a construir Centrales Térmicas con otros combustibles y otros procedimientos de combustión. Tal es el caso de la gasificación del carbón, combinada con combustión de gas. También se está utilizando directamente el gas natural como combustible de las centrales térmicas. | ||
| En ambos casos los ciclos termodinámicos pueden optimizarse con un ciclo de alta temperatura en el que se utilizan directamente los humos para accionar las correspondientes turbinas, más un ciclo de menor temperatura, con producción de vapor y accionamiento de este tipo de turbinas. De esta manera se logran rendimientos superiores al 50%, en producción de electricidad sobre energía química de origen. | ||
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FUNCIONAMIENTO DE UNA CENTRAL TERMOELÉCTRICA
Nosotros nos centraremos en las centrales térmicas convencionales o clásicas. Nos referimos mediante este término a las centrales que utilizan combustibles fossiles como materia prima, es decir, carbón, fuel y gas natural. En términos de producción de energía eléctrica, la única diferencia entre las centrales nucleares y las térmicas convencionales es la manera de generar el vapor para activar las turbinas. En las centrales nucleares el calor se produce por la fisión nuclear en un reactor, mientras que en las centrales convencionales el vapor se genera por la combustión del carbón o de derivados del petróleo.
Central térmica convencional accionada con carbón
En las centrales térmicas convencionales, la energía química ligada por el combustible fósil (carbón, gas o fuelóleo) se transforma en energía eléctrica. Se trata de un proceso de refinado de energía. El esquema básico de funcionamiento de todas las centrales térmicas convencionales es prácticamente el mismo, independientemente de que utilicen carbón, fuelóleo o gas. Las únicas diferencias sustanciales consisten en el distinto tratamiento previo que sufre el combustible antes de ser inyectado en la caldera y el diseño de los quemadores de la misma, que varía según el tipo de combustible empleado.
En el caso de una central térmica de carbón, el combustible se reduce primero a un polvo fino y se bombea después dentro del horno por medio de unos chorros de aire precalentados. Si es una central térmica de fuelóleo, el combustible es precalentado para que fluidifique e inyectado posteriormente en quemadores adecuados a este tipo de derivados del petróleo. Finalmente, si se trata de una central térmica de gas, tenemos otro tipo de quemadores específicos. En definitiva, la energía liberada durante la combustión en la cámara de la caldera, independientemente del tipo de combustible, hace evaporarse el agua en los tubos de la caldera y produce vapor.
El vapor de agua se bombea a alta presión a través de la caldera, a fin de obtener el mayor rendimiento posible. Gracias a esta presión en los tubos de la caldera, el vapor de agua puede llegar a alcanzar temperaturas de hasta 600 ºC (vapor recalentado).
Este vapor entra a gran presión en la turbina a través de un sistema de tuberías. La turbina consta de tres cuerpos; de alta, media y baja presión respectivamente. El objetivo de esta triple disposición es aprovechar al máximo la fuerza del vapor, ya que este va perdiendo presión progresivamente. Así pues, el vapor de agua a presión hace girar la turbina, generando energía mecánica. Hemos conseguido transformar la energía térmica en energía mecánica de rotación.
El vapor, con el calor residual no aprovechable, pasa de la turbina al condensador. Aquí, a muy baja presión (vacío) y temperatura (40ºC), el vapor se convierte de nuevo en agua, la cual es conducida otra vez a la caldera a fin de reiniciar el ciclo productivo. El calor latente de condensación del vapor de agua es absorbido por el agua de refrigeración, que lo entrega al aire del exterior en las torres de enfriamiento.
La energía mecánica de rotación que lleva el eje de la turbina es transformada a su vez en energía eléctrica por medio de un generador síncrono acoplado a la turbina.
Nuevos proyectos de centrales termicas
| EMPRESAS | LUGARES | (Mptas.) | FECHA CONEXIÓN PREVISTA | |||||
| Enron | Arcos de la Frontera (Cádiz) | 1.200 | Gas natural | 3.900.000 | 80.000 | 2002 | ||
| Abengoa, PSEG | Arcos de la Frontera (Cádiz) | 375 | Gas natural | 1.200.000 | 28.500 | . | ||
| Fenosa | Arcos de la Frontera (Cádiz) | 1.170 | Gas natural | 3.800.000 | 51.111 | . | ||
| Hidrocantábrico | Bahía de Algeciras (Cádiz) | ? | Gas natural | ? | . | . | ||
| Endesa, Sevillana | Cádiz | 390 | Gas natural | 1.200.000 | 25.000 | 2000 | ||
| Endesa, Sevillana | San Roque (Cádiz) | 1.170 | Gas natural | 3.800.000 | 50.000 | 2000 | ||
| Fenosa, Cepsa | San Roque (Cádiz) | 730 | Gas natural | 2.400.000 | 50.534 | 16 enero 2002 | ||
| Gas Natural | San Roque (Cádiz) | 800 | Gas natural | 2.600.000 | 50.000 | . | ||
| Endesa | Huelva | 420 | Gas natural | . | ||||
| Fenosa | Palos de la Frontera (Huelva) | 400-800 | Gas natural | 1.300.000-2.600.000 | 30.506 | . | ||
| Endesa, Sevillana | Málaga | 390 | Gas natural | 1.200.000 | 25.000 | 2001 | ||
| Gas Natural | Málaga | 400 | Gas natural | 1.300.000 | . | . | ||
| Endesa, Sevillana | Guadaira (Sevilla) | 390 | Gas natural | 1.200.000 | 50.000 | 2001 | ||
| Entergy | Castelnou (Teruel) | 800 | Gas natural | 2.600.000 | 60.000 | . | ||
| Fenosa | Osera de Ebro (Zaragoza) | 800 | Gas natural | 2.600.000 | 52.868 | . | ||
| Edison Mission Energy | Sástago (Zaragoza) | 400 | Gas natural | 1.300.000 | . | | | |
| Conoco | Valle Tanon (Asturias) | 175 | Gas natural | . | |||
| Gesa (Endesa) | Son Reus (Mallorca) | 150-280 | Gas natural | 600.000-1.100.000 | 34.813 | 2001-2003 | |
| Endesa | Polanco (Cantabria) | 420 | Gas natural | 1.700.000 | . | . | |
| Fenosa, Iberdrola | Villaseca de la Sagra (Toledo) | 800 | Gas natural | 2.600.000 | 50.903 | 2002-2003 | |
| Enron | Tordesillas (Valladolid) | 800 | Gas natural | 2.600.000 | 50.000 | . | |
| Endesa, Enher | |||||||
| Sant Adriá del Besós (Barcelona) | 780-800 | Gas natural | 2.500.000- | 50.000 | 2002 | ||
| Enron | Mora La Nova (Tarragona) | 1.600 | Gas natural | 5.300.000 | 100.000 | .
| |
| Endesa | Tarragona | 420 | Gas natural | 1.300.000 | | La empresa ha retirado el proyecto | |
| Iberdrola, RWE | Tarragona | 321-400 | Gas natural | 1.000.000-1.300.000 | 21.780 | . | |
| Iberdrola, Repsol | Tarragona | 800 | Residuos refinería | 4.800.000 | . | . | |
| Gas Natural | Valdellós(Tarragona) | 800 | Gas natural | 2.600.000 | 60.000 | 2.004 |
| Fenosa | Arteixo (La Coruña) | 800 | Gas natural | 2.600.000 | 53.392 | . |
| Endesa | Puentes de García Rodríguez (La Coruña) | 800 | Gas natural | 2.600.000 | . | . |
| Morata de Tajuña (Madrid) | 1.200 | Gas natural | 3.900 | . | . | |
| AES Electric | Cartagena (Murcia) | 1.200 | Gas natural | 3.900.000 | 80.000 | 2003 |
| Ogden | Cartagena (Murcia) | 500 | Gas natural | 1.600.000 | . | . |
| Repsol, BP | Cartagena (Murcia) | 1.200 | Gas natural | 3.900.000 | . | . |
| Iberdrola, Repsol | Escombreras (Murcia) | 800 | Gas natural | 2.600.000 | 52.500 | 2004 |
| Castejón (Navarra) | 400-450 | Gas natural | 1.300.000-1.400.000 | 25.000 | . | |
| Castejón (Navarra) | 400-800 | Gas natural | 1.300.000-2.600.000 | 25.000 | . | |
| Gas Natural | Arrúba | 800 | Gas Natural | 2.600.000 | 60.000 | Fin 2003 |
| Abanto y Zierbena (Vizcaya) | 800-920 | Residuos refinería | 4.800.000-5.520.000 | 168.600 | Junio 2004 | |
| National Power, ESB | Amorebieta (Vizcaya) | 700-800 | Gas natural | 2.300.000-2.600.000 | 65.000 | 2004 |
| Iberdrola | Santurce (Vizcaya) | 400 | Gas natural | 1.300.000 | 25.000 | . |
| Iberdrola, Repsol, EVE, BP-Amoco | Zierbena (Vizcaya) | 700-800 | Gas natural | 2.300.000-2.600.000 | 42.000 | 2002 |
| Iberdrola | Castellón | 800 | Gas natural | 2.600.000 | 52.500 | . |
| Intergen | Catadau (Valencia) | 1.200 | Gas natural | 3.900.000 | 90.000 | 2004/05 |
| Fenosa | Sagunto (Valencia) | 1.200 | Gas natural | 3.900.000 | 78.308 | . |
| TOTAL (46) | . | 30.531 33.400 | . | 103.700.000 | >1.771.492 | . |
MERCURIO Y TÉRMICAS
Las centrales térmicas de carbón son la fuente individual más importante de contaminación de mercurio, y la única gran fuente que el gobierno no regula. El estudio "Mercury Falling" presenta la primera revisión completa de la contaminación de mercurio debida al funcionamiento de las centrales térmicas de carbón, y la primera estimación publicada de contaminación de mercurio causada por cada una de las centrales térmicas de carbón operativas en los Estados Unidos de América. El estudio se basa en un análisis de seis meses efectuado por el Environmental Working Group y el Clean Air Network de la recientemente publicada documentación sobre el contenido en mercurio del carbón consumido en más de 1.200 centrales térmicas de todo el país en 1999. Como consecuencia de un pleito interpuesto por el Natural Resources Defense Council se requirió de las compañías eléctricas que durante un año recopilaran datos sobre el carbón que quemaban (datos recogidos por el Research Triangle Institute -RTI- )
Conclusiones
El análisis ha encontrado que cada año unas 49 toneladas de mercurio se emiten directamente al aire por cientos de centrales térmicas en los Estados Unidos de América, confirmado las más recientes estimaciones gubernamentales de contaminación por mercurio. El estudio también ha hallado que una cantidad similar de mercurio –unas 40 toneladas- se acumula en los residuos de la planta cuando los filtros diseñados para capturar azufre y otros contaminantes atmosféricos retienen una porción del mercurio contenido en los gases emitidos por las chimeneas. Una contaminación adicional, estimada en 10 toneladas, se produce durante el lavado del carbón previo a su consumo en las centrales térmicas.
LOS COMBUSTIBLES FÓSILES EN LA PRODUCCIÓN ELECTRICIDAD
El carbón representa cerca del 70% de las reservas energéticas mundiales de combustibles fósiles conocidos actualmente. Constituye, y probablemente seguirá constituyendo en un futuro próximo, la materia prima energética más utilizada en la producción de energía eléctrica a escala mundial. Sin embargo, en el caso español, la disponibilidad relativamente limitada de reservas nacionales y, en muchos casos, su baja calidad supone un serio reto, dadas las exigencias medioambientales y el futuro marco de competencia.
A 31 de diciembre de 1995, la potencia total instalada de las centrales eléctricas españolas en servicio ascendía a 48.058 MW, de los cuales 17.478 MW correspondían a centrales hidroeléctricas, 23.163 MW a centrales termoeléctricas clásicas y 7.417 MW a centrales nucleares.
De los 168.904 millones de kWh que se produjeron en España en 1995; el 52,5% procedían de centrales termoeléctricas clásicas. En particular, un 47% de la cifra total fue generada a partir de carbón.
Estos datos reflejan, en definitiva, la importancia del carbón para el suministro de energía eléctrica. Una importancia que es aún más acusada en el caso de carbones nacionales, pues éstos representan cerca del 87% de toda la electricidad que se genera en España a partir del carbón. Aunque el Plan Energético Nacional 1991-2000 promueve un mayor uso de otros combustibles, como el gas natural y el carbón importado, la participación del carbón nacional en el suministro eléctrico seguirá siendo muy importante en las próximas décadas.
En cuanto al fuelóleo y al gas natural, la aportación a la producción eléctrica alcanzó en 1993 el 2,3% del total producido
RESERVAS DE CARBÓN
De acuerdo con los datos del Consejo Mundial de Energía, las reservas recuperables probadas de carbón existentes en España ascendían en 1990 a 1.450 millones de toneladas de hulla y antracita, 400 millones de toneladas de hulla subbituminosa y 200 millones de toneladas de lignito pardo. Estas cifras no incluyen las reservas adicionales estimadas; 3.350 millones de toneladas serían recuperables en las condiciones económicas y tecnológicas previsibles.
En consecuencia, al ritmo actual de producción de carbón, los recursos nacionales serían suficientes para garantizar el abastecimiento nacional durante cerca de 50 años si se atiende únicamente a las reservas recuperables probadas; durante 150 años si añadimos a las anteriores las reservas adicionales estimadas.
CONTAMINACIÓN TÉRMICA
La mayor parte del calor residual producido es eliminado en el condensador mediante el agua de refrigeración.
En las Centrales Térmicas se producen descargas de tipo térmico. Es decir, se efluyen aguas residuales que podrían ocasionar una eventual contaminación térmica del medio hídrico receptor. Este calor se disipa al medio ambiente mediante dos posibles sistemas:
- Refrigeración en circuito abierto.
- Refrigeración en circuito cerrado.
El primer sistema se emplea en las centrales refrigeradas con agua de mar. Se vierte la totalidad del agua tomada y se produce la descarga térmica en el mar.
El segundo sistema se emplea en las centrales que utilizan agua dulce. Se emplean torres de refrigeración en las que, debido a la evaporación, se produce un incremento de la concentración salina. Para evitar incrustaciones en el sistema se realiza una purga de la torre. Este efluente líquido que se elimina también hay que tratarlo.
Existen límites legales de exigencia para la temperatura del agua a verter dependiendo del lugar de la central, de si se vierte a río o mar…
EL FUTURO DE LAS CENTRALES TÉRMICAS EN RELACIÓN CON EL MEDIO AMBIENTE
Es indudable que, en el futuro, las centrales térmicas de carbón continuarán sometidas a fuertes condicionantes ambientales.
En relación con las emisiones de SO2 y NOx se dispone de nuevas alternativas que serán aplicables en un futuro próximo. Algunas de ellas son:
- alargamiento de la vida de las instalaciones adaptándolas a las exigencias ambientales.
- depuración avanzada del carbón.
- combustión en lecho fluidizado a presión o atmosférico.
- gasificación del carbón integrada en ciclo combinado.
- cogeneración.
- ciclos combinados.
- sistemas mixtos avanzados.
- aplicación de ciclos termodinámicos avanzados.
Algunas de estas posibilidades se hallan todavía en fase de desarrollo, sin llegar a ser económicamente viables por el momento. Otras, en cambio, sí son aplicables en la actualidad.
En el caso del sector eléctrico español, se está realizando una combinación entre la investigación en tecnologías innovadoras y la implantación de aquéllas que son económicamente razonables. Paralelamente se continúan desarrollando programas relacionados con el uso limpio del carbón. En España se debe hacer un especial esfuerzo en este sentido ya que muchos carbones nacionales introducen dificultades técnicas y económicas adicionales.
Existen pruebas científicas sólidas y concluyentes que demuestran la incidencia real de las emisiones de CO2 sobre el cambio climático. Mientras esto se produce, el sector eléctrico puede contribuir a reducir dichas emisiones a traves de las siguientes acciones:
- aumento en la eficiencia en la generación (ciclos combinados).
- cogeneración.
- desarrollo de esquemas de ahorro y conservación de la energía.
- modificación de las poíticas de combustibles (gas natural, biomasa) y de los sistemas de generación (energía nuclear y renovables).
Por otro lado, las posibilidades de reducir las emisiones de gases ligados al efecto invernadero mediante cambio de combustible son, en la actualidad, restringidas. En las conclusiones del Congreso del Consejo Mundial de la Energía (CME) de 1992 se señala que el carbón es la fuente más diversificada y con mayores reservas globales en el mundo. Por tanto, constituye una fuente energética fundamental en la que debe apoyarse un suministro estable a largo plazo.
HISTORIA Y DEFINICIÓN
Central térmica, instalación que produce energía eléctrica a partir de la combustión de carbón, fuel-oil o gas en una caldera diseñada al efecto. El funcionamiento de todas las centrales térmicas, o termoeléctricas, es semejante. El combustible se almacena en parques o depósitos adyacentes, desde donde se suministra a la central, pasando a la caldera, en la que se provoca la combustión. Esta última genera el vapor a partir del agua que circula por una extensa red de tubos que tapizan las paredes de la caldera. El vapor hace girar los álabes de la turbina, cuyo eje rotor gira solidariamente con el de un generador que produce la energía eléctrica; esta energía se transporta mediante líneas de alta tensión a los centros de consumo. Por su parte, el vapor es enfriado en un condensador y convertido otra vez en agua, que vuelve a los tubos de la caldera, comenzando un nuevo ciclo.
El agua en circulación que refrigera el condensador expulsa el calor extraído a la atmósfera a través de las torres de refrigeración, grandes estructuras que identifican estas centrales; parte del calor extraído pasa a un río próximo o al mar. Las torres de refrigeración son enormes cilindros contraídos a media altura (hiperboloides), que emiten de forma constante vapor de agua, no contaminante, a la atmósfera. Para minimizar los efectos contaminantes de la combustión sobre el entorno, la central dispone de una chimenea de gran altura (llegan a los 300 m) y de unos precipitadores que retienen las cenizas y otros volátiles de la combustión. Las cenizas se recuperan para su aprovechamiento en procesos de metalurgia y en el campo de la construcción, donde se mezclan con el cemento.
La descripción anterior se refiere a las centrales clásicas, ya que existe, aunque todavía en fase de investigación, otra generación de térmicas que mejoran el rendimiento en la combustión del carbón y disminuyen el impacto medioambiental: son las Centrales de Combustión de Lecho Fluidificado. En estas centrales se quema carbón sobre un lecho de partículas inertes (por ejemplo, de piedra caliza), a través de las que se hace circular una corriente de aire que mejora la combustión.
La última generación de térmicas son las GICC, Gasificación de Carbón Integrada en Ciclo Combinado, que parten de una tecnología con la que se consiguen gases combustibles a partir de la gasificación del carbón con una inyección de oxígeno. El gas combustible obtenido se depura y pasa a una turbina en cuyo alternador asociado se produce energía eléctrica, como en el ciclo de una térmica convencional. La obtención de gases combustibles a partir del carbón es un proceso conocido desde hace más de cien años, y fue impulsado en Alemania durante la II Guerra Mundial. Las ventajas medioambientales que ofrecen estas centrales se fundamentan en los bajos valores de emisión de óxidos de azufre y otras partículas. Es una tecnología todavía en desarrollo, de forma que en Europa, a finales de la década de los noventa, sólo existían cinco plantas GICC, una de ellas en Puertollano, España. La potencia media de estas centrales viene a ser de 300 MW, muy inferior todavía a la de una térmica convencional.
España contaba a finales de la década de 1990 con un parque de 160 centrales térmicas clásicas, con 21.029 MW de potencia instalada. La central de Puentes de García Rodríguez, en La Coruña, es la de mayor potencia, con 1.400 MW conseguidos con la combustión de lignitos que se extraen de una mina situada a pie de central.
Una central nuclear también se puede considerar una central térmica, donde el combustible es un material radiactivo, que en su fisión genera la energía necesaria para su funcionamiento (véase Energía nuclear); no obstante, en la bibliografía industrial, en sentido estricto, sólo se consideran centrales térmicas las antes citadas.
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