Una central eléctrica de ciclo combinado es un conjunto de motores térmicos que funcionan en tándem a partir de la misma fuente de calor, convirtiéndola en energía mecánica . En tierra, cuando se utiliza para producir electricidad , el tipo más común se denomina planta de turbina de gas de ciclo combinado ( CCGT ), que es un tipo de central eléctrica alimentada con gas . El mismo principio también se utiliza para la propulsión marina, donde se denomina planta combinada de gas y vapor (COGAS). La combinación de dos o más ciclos termodinámicos mejora la eficiencia general, lo que reduce los costos de combustible.
El principio es que después de completar su ciclo en el primer motor, el fluido de trabajo (el escape) todavía está lo suficientemente caliente como para que un segundo motor térmico posterior pueda extraer energía del calor del escape. Por lo general, el calor pasa a través de un intercambiador de calor para que los dos motores puedan utilizar fluidos de trabajo diferentes.
Al generar energía a partir de múltiples flujos de trabajo, la eficiencia general puede aumentarse entre un 50 y un 60 %. Es decir, desde una eficiencia general del sistema de, por ejemplo, un 34 % para un ciclo simple, hasta un 64 % neto para la turbina sola en condiciones específicas para un ciclo combinado. [1]
Históricamente, los ciclos combinados que han tenido éxito han utilizado turbinas de vapor de mercurio , generadores magnetohidrodinámicos y celdas de combustible de carbonato fundido , con plantas de vapor para el ciclo de "toque de fondo" de baja temperatura. Los ciclos de toque de fondo a muy baja temperatura han sido demasiado costosos debido a los tamaños muy grandes de los equipos necesarios para manejar los grandes flujos de masa y las pequeñas diferencias de temperatura. Sin embargo, en climas fríos es común vender agua caliente de la planta de energía para agua caliente y calefacción de espacios. Las tuberías aisladas al vacío pueden permitir que este servicio llegue hasta 90 km. El enfoque se llama " calor y energía combinados " (CHP).
En las centrales eléctricas estacionarias y marinas, un ciclo combinado ampliamente utilizado tiene una gran turbina de gas (que funciona mediante el ciclo Brayton ). El escape caliente de la turbina alimenta una planta de energía de vapor (que funciona mediante el ciclo Rankine ). Se trata de una planta de turbina de gas de ciclo combinado (CCGT). Estas alcanzan una eficiencia térmica real (ver más abajo) de la mejor clase de alrededor del 64% en funcionamiento de carga base. En contraste, una planta de energía de vapor de ciclo único está limitada a eficiencias del 35 al 42%. Muchas plantas de energía nuevas utilizan CCGT. Las CCGT estacionarias queman gas natural o gas de síntesis a partir de carbón . Los barcos queman fueloil .
También se pueden utilizar ciclos de turbinas o de vapor de varias etapas, pero las plantas de ciclo combinado de turbinas de gas tienen ventajas tanto para la generación de electricidad como para la energía marina. El ciclo de turbina de gas suele poder arrancar muy rápidamente, lo que proporciona energía de inmediato. Esto evita la necesidad de plantas de generación de pico costosas y separadas , o permite que un barco maniobre. Con el tiempo, el ciclo de vapor secundario se calentará, mejorando la eficiencia del combustible y proporcionando más energía.
En noviembre de 2013, el Instituto Fraunhofer de Sistemas de Energía Solar (ISE) evaluó el coste nivelado de la energía para las nuevas centrales eléctricas en el sector eléctrico alemán . Los datos arrojaron unos costes de entre 78 y 100 €/MWh para las centrales de ciclo combinado alimentadas por gas natural. [2] Además, los costes de capital de la energía de ciclo combinado son relativamente bajos, alrededor de 1000 $/kW, lo que la convierte en uno de los tipos de generación más baratos de instalar. [3] [4]
El ciclo termodinámico del ciclo combinado básico consta de dos ciclos de planta de energía. Uno es el ciclo Joule o Brayton , que es un ciclo de turbina de gas , y el otro es el ciclo Rankine , que es un ciclo de turbina de vapor . [5] El ciclo 1-2-3-4-1, que es el ciclo de planta de energía de turbina de gas , es el ciclo de topping. Representa el proceso de transferencia de calor y trabajo que tiene lugar en la región de alta temperatura.
El ciclo abcdefa, que es el ciclo de vapor de Rankine, se lleva a cabo a una temperatura más baja y se conoce como ciclo de fondo. La transferencia de energía térmica de los gases de escape a alta temperatura al agua y al vapor se lleva a cabo en una caldera de recuperación de calor residual en el ciclo de fondo. Durante el proceso de presión constante 4-1, los gases de escape de la turbina de gas rechazan calor. El agua de alimentación, el vapor húmedo y el vapor sobrecalentado absorben parte de este calor en los procesos ab, bc y cd.
La planta de energía de vapor obtiene su calor de entrada de los gases de escape a alta temperatura de una planta de energía de turbina de gas . [5] El vapor así generado se puede utilizar para impulsar una turbina de vapor . La caldera de recuperación de calor residual (WHRB) tiene 3 secciones: economizador, evaporador y sobrecalentador.
El ciclo Cheng es una forma simplificada de ciclo combinado en la que se elimina la turbina de vapor inyectando vapor directamente en la turbina de combustión. Se utiliza desde mediados de los años 70 y permite recuperar el calor residual con menos complejidad total, pero con la pérdida de la potencia adicional y la redundancia de un verdadero sistema de ciclo combinado. No tiene turbina de vapor ni generador adicional y, por lo tanto, no se puede utilizar como energía de respaldo o complementaria. Recibe su nombre del profesor estadounidense DY Cheng, que patentó el diseño en 1976. [6]
La eficiencia de un motor térmico, la fracción de energía térmica de entrada que puede convertirse en trabajo útil, está limitada por la diferencia de temperatura entre el calor que ingresa al motor y el calor de escape que sale del motor.
En una central térmica , el agua es el medio de trabajo. El vapor a alta presión requiere componentes fuertes y voluminosos. Las altas temperaturas requieren aleaciones costosas hechas de níquel o cobalto , en lugar de acero barato . Estas aleaciones limitan las temperaturas prácticas del vapor a 655 °C, mientras que la temperatura más baja de una planta de vapor está fijada por la temperatura del agua de refrigeración. Con estos límites, una planta de vapor tiene una eficiencia máxima fija de 35-42%.
Un ciclo de turbina de gas de circuito abierto tiene un compresor , una cámara de combustión y una turbina . En el caso de las turbinas de gas, la cantidad de metal que debe soportar las altas temperaturas y presiones es pequeña, y se pueden utilizar cantidades menores de materiales costosos. En este tipo de ciclo, la temperatura de entrada a la turbina (la temperatura de encendido) es relativamente alta (900 a 1.400 °C). La temperatura de salida del gas de combustión también es alta (450 a 650 °C). Por lo tanto, es lo suficientemente alta como para proporcionar calor para un segundo ciclo que utiliza vapor como fluido de trabajo (un ciclo Rankine ).
En una central eléctrica de ciclo combinado, el calor de los gases de escape de la turbina de gas se utiliza para generar vapor haciéndolo pasar a través de un generador de vapor con recuperación de calor (HRSG) con una temperatura de vapor vivo de entre 420 y 580 °C. El condensador del ciclo Rankine suele enfriarse con agua de un lago, río, mar o torres de refrigeración . Esta temperatura puede llegar a ser de hasta 15 °C.
El tamaño de la planta es importante para determinar el costo de la misma. Las plantas de mayor tamaño se benefician de las economías de escala (menor costo inicial por kilovatio) y de una mayor eficiencia.
Para la generación de energía a gran escala, un conjunto típico sería una turbina de gas primaria de 270 MW acoplada a una turbina de vapor secundaria de 130 MW, lo que daría una producción total de 400 MW. Una central eléctrica típica podría constar de entre 1 y 6 conjuntos de este tipo.
Las turbinas de gas para la generación de energía a gran escala son fabricadas por al menos cuatro grupos diferentes: General Electric, Siemens, Mitsubishi-Hitachi y Ansaldo Energia. Estos grupos también están desarrollando, probando y/o comercializando tamaños de turbinas de gas superiores a 300 MW (para aplicaciones de 60 Hz) y 400 MW (para aplicaciones de 50 Hz). Las unidades de ciclo combinado están formadas por una o más turbinas de gas de este tipo, cada una con un generador de vapor de calor residual dispuesto para suministrar vapor a una o varias turbinas de vapor, formando así un bloque o unidad de ciclo combinado. Los tamaños de bloque de ciclo combinado ofrecidos por tres fabricantes importantes (Alstom, General Electric y Siemens) pueden variar desde 50 MW hasta más de 1300 MW con costos cercanos a los $670/kW. [7]
La caldera de recuperación de calor es el elemento 5 de la figura COGAS que se muestra arriba. Los gases de escape de la turbina de gas caliente entran en el sobrecalentador , luego pasan por el evaporador y finalmente por la sección del economizador mientras salen de la caldera . El agua de alimentación entra por el economizador y luego sale después de haber alcanzado la temperatura de saturación en el circuito de agua o vapor. Finalmente fluye a través del evaporador y el sobrecalentador. Si la temperatura de los gases que entran en la caldera de recuperación de calor es más alta, entonces la temperatura de los gases que salen también es alta. [5]
Para extraer la máxima cantidad de calor de los gases que salen del ciclo de alta temperatura, a menudo se emplea una caldera de doble presión. [5] Tiene dos tambores de agua / vapor . El tambor de baja presión está conectado al economizador o evaporador de baja presión. El vapor de baja presión se genera en la zona de baja temperatura de los gases de escape de la turbina. El vapor de baja presión se suministra a la turbina de baja temperatura. Se puede proporcionar un sobrecalentador en el circuito de baja presión.
Una parte del agua de alimentación de la zona de baja presión se transfiere al economizador de alta presión mediante una bomba de refuerzo . Este economizador calienta el agua hasta su temperatura de saturación . Esta agua saturada pasa por la zona de alta temperatura de la caldera y se suministra a la turbina de alta presión .
El HRSG puede diseñarse para quemar combustible adicional después de la turbina de gas. Los quemadores adicionales también se denominan quemadores de conducto . La combustión en conducto es posible porque el gas de escape de la turbina (gas de combustión) todavía contiene algo de oxígeno . Los límites de temperatura en la entrada de la turbina de gas obligan a la turbina a utilizar un exceso de aire, por encima de la relación estequiométrica óptima para quemar el combustible. A menudo, en los diseños de turbinas de gas, parte del flujo de aire comprimido evita el quemador para enfriar las aspas de la turbina. El escape de la turbina ya está caliente, por lo que no se requiere un precalentador de aire regenerativo como en una planta de vapor convencional. Sin embargo, un ventilador de aire fresco que sopla directamente en el conducto permite que una planta de vapor que queme en el conducto funcione incluso cuando la turbina de gas no puede hacerlo.
Sin combustión suplementaria, la eficiencia térmica de una planta de energía de ciclo combinado es mayor. Pero las operaciones de planta más flexibles hacen que un CCGT marino sea más seguro al permitir que un barco funcione con fallas de equipo. Una planta estacionaria flexible puede generar más dinero. La combustión en conductos aumenta la temperatura de la chimenea, lo que aumenta la cantidad o temperatura del vapor (por ejemplo, a 84 bar, 525 grados Celsius). Esto mejora la eficiencia del ciclo de vapor. La combustión suplementaria permite que la planta responda a las fluctuaciones de la carga eléctrica, porque los quemadores de conductos pueden tener una muy buena eficiencia con cargas parciales. Puede permitir una mayor producción de vapor para compensar la falla de otra unidad. Además, se puede quemar carbón en el generador de vapor como un combustible complementario económico.
La combustión complementaria puede elevar las temperaturas de escape de 600 °C (escape de la turbina de gas) a 800 o incluso 1000 °C. La combustión complementaria no aumenta la eficiencia de la mayoría de los ciclos combinados. En el caso de calderas individuales, puede aumentar la eficiencia si se calienta a 700-750 °C; sin embargo, en el caso de calderas múltiples, la flexibilidad de la planta debería ser el principal atractivo.
"Máximo encendido suplementario" es la condición en la que se enciende el máximo combustible con el oxígeno disponible en el escape de la turbina de gas.
Las plantas de ciclo combinado suelen funcionar con gas natural , aunque también se puede utilizar fueloil , gas de síntesis u otros combustibles. El combustible complementario puede ser gas natural, fueloil o carbón. También se pueden utilizar biocombustibles . Las centrales eléctricas de ciclo combinado solar integradas combinan la energía obtenida de la radiación solar con otro combustible para reducir los costes de combustible y el impacto medioambiental (véase la sección ISCC ). Muchas centrales nucleares de próxima generación pueden utilizar el rango de temperatura más alto de un ciclo superior Brayton, así como el aumento de la eficiencia térmica que ofrece un ciclo inferior Rankine.
En los casos en que la ampliación de un gasoducto no es viable o no se justifica económicamente, las necesidades de electricidad en zonas remotas pueden satisfacerse con pequeñas centrales de ciclo combinado que utilicen combustibles renovables. En lugar de gas natural, estas centrales gasifican y queman desechos agrícolas y forestales, que suelen estar fácilmente disponibles en las zonas rurales.
Las turbinas de gas queman principalmente gas natural y petróleo ligero. El petróleo crudo, los residuos y algunos destilados contienen componentes corrosivos y, por lo tanto, requieren equipos de tratamiento de combustible. Además, los depósitos de cenizas de estos combustibles dan lugar a reducciones de potencia de las turbinas de gas de hasta un 15%. Sin embargo, pueden seguir siendo combustibles económicamente atractivos, especialmente en plantas de ciclo combinado.
El sodio y el potasio se eliminan de los destilados residuales, crudos y pesados mediante un procedimiento de lavado con agua. Un sistema de purificación más simple y menos costoso hará el mismo trabajo para el crudo liviano y los destilados livianos. También puede ser necesario un sistema de aditivos de magnesio para reducir los efectos corrosivos si hay vanadio presente. Los combustibles que requieren dicho tratamiento deben tener una planta de tratamiento de combustible separada y un sistema de monitoreo preciso del combustible para asegurar un funcionamiento confiable y de bajo mantenimiento de las turbinas de gas.
Xcel Energy va a construir dos plantas de energía a gas natural en el Medio Oeste de los Estados Unidos que pueden mezclar un 30% de hidrógeno con el gas natural. [8] La planta de energía Intermountain se está modernizando para convertirla en una planta de energía a gas natural/hidrógeno que también puede funcionar con un 30% de hidrógeno, y está previsto que funcione con hidrógeno puro en 2045. [9] Sin embargo, otros piensan que el hidrógeno con bajas emisiones de carbono debería utilizarse para cosas que son más difíciles de descarbonizar , como la fabricación de fertilizantes , por lo que puede que no haya suficiente para la generación de electricidad. [10]
Los sistemas de ciclo combinado pueden tener configuraciones de un solo eje o de varios ejes. También existen varias configuraciones de sistemas de vapor.
Los ciclos de generación de energía más eficientes en términos de consumo de combustible utilizan un generador de vapor de recuperación de calor (HRSG) sin combustión con componentes modulares prediseñados. Estos ciclos de vapor sin combustión también son los de menor costo inicial y, a menudo, forman parte de un sistema de eje único que se instala como una unidad.
Los sistemas de ciclo combinado de múltiples ejes y con combustión suplementaria suelen seleccionarse para combustibles, aplicaciones o situaciones específicas. Por ejemplo, los sistemas de ciclo combinado de cogeneración a veces necesitan más calor o temperaturas más altas, y la electricidad es una prioridad menor. Los sistemas de múltiples ejes con combustión suplementaria pueden proporcionar una gama más amplia de temperaturas o calor a la energía eléctrica. Los sistemas que queman combustibles de baja calidad, como lignito o turba, pueden utilizar turbinas de helio de ciclo cerrado relativamente caras como ciclo de tope para evitar un procesamiento y una gasificación del combustible aún más costosos que necesitaría una turbina de gas convencional.
Un sistema típico de un solo eje tiene una turbina de gas, una turbina de vapor, un generador y un generador de vapor con recuperación de calor (HRSG). La turbina de gas y la turbina de vapor están acopladas en tándem a un solo generador eléctrico en un solo eje. Esta disposición es más sencilla de operar, más pequeña y tiene un menor costo de puesta en marcha.
Los sistemas de un solo eje pueden tener menos flexibilidad y confiabilidad que los sistemas de varios ejes. Con un cierto gasto, existen formas de agregar flexibilidad operativa: en la mayoría de los casos, el operador desea operar la turbina de gas como una planta de pico. En estas plantas, el eje de la turbina de vapor se puede desconectar con un embrague de cambio automático sincronizado (SSS) [11] para el arranque o para la operación de ciclo simple de la turbina de gas. Otro conjunto de opciones menos común permite un funcionamiento más térmico o autónomo de la turbina de vapor para aumentar la confiabilidad: la combustión en conductos, tal vez con un soplador de aire fresco en el conducto y un embrague en el lado de la turbina de gas del eje.
Un sistema de múltiples ejes suele tener un solo sistema de vapor para hasta tres turbinas de gas. Tener solo una turbina de vapor grande y un disipador de calor permite economías de escala y puede tener operaciones y mantenimiento de menor costo. Una turbina de vapor más grande también puede utilizar presiones más altas, para un ciclo de vapor más eficiente. Sin embargo, un sistema de múltiples ejes tiene un costo inicial aproximadamente un 5% más alto.
El tamaño total de la planta y la cantidad asociada de turbinas de gas necesarias también pueden determinar qué tipo de planta es más económica. Una serie de plantas de energía de ciclo combinado de un solo eje puede resultar más costosa de operar y mantener, porque hay más equipos. Sin embargo, puede ahorrar costos de intereses al permitir que una empresa agregue capacidad a la planta según sea necesario.
Los ciclos de vapor con recalentamiento a presión múltiple se aplican a sistemas de ciclo combinado con turbinas de gas con temperaturas de gases de escape cercanas a los 600 °C. Los ciclos de vapor sin recalentamiento a presión simple y múltiple se aplican a sistemas de ciclo combinado con turbinas de gas que tienen temperaturas de gases de escape de 540 °C o menos. La selección del ciclo de vapor para una aplicación específica se determina mediante una evaluación económica que considera el costo de instalación de una planta, el costo y la calidad del combustible, el ciclo de trabajo y los costos de interés, los riesgos comerciales y las operaciones y el mantenimiento.
Al combinar ciclos de gas y vapor, se pueden lograr altas temperaturas de entrada y bajas temperaturas de salida. La eficiencia de los ciclos se suma, porque se alimentan con la misma fuente de combustible. Por lo tanto, una planta de ciclo combinado tiene un ciclo termodinámico que opera entre la alta temperatura de encendido de la turbina de gas y la temperatura del calor residual de los condensadores del ciclo de vapor. Este amplio rango significa que la eficiencia de Carnot del ciclo es alta. La eficiencia real, aunque menor que la eficiencia de Carnot, sigue siendo mayor que la de cualquiera de las plantas por separado. [12] [13]
La eficiencia eléctrica de una central de ciclo combinado, calculada como energía eléctrica producida como porcentaje del poder calorífico inferior del combustible consumido, puede ser superior al 60% cuando funciona nueva, es decir, sin envejecer, y en producción continua, que son condiciones ideales.
Al igual que las unidades térmicas de ciclo único, las unidades de ciclo combinado también pueden suministrar energía térmica a baja temperatura para procesos industriales, calefacción urbana y otros usos. Esto se denomina cogeneración y a estas centrales eléctricas se las suele denominar plantas de cogeneración (CHP).
En general, las eficiencias de los ciclos combinados en servicio son superiores al 50% sobre la base del valor calorífico inferior y la producción bruta. La mayoría de las unidades de ciclo combinado, especialmente las unidades más grandes, tienen eficiencias pico en estado estable sobre la base del valor calorífico inferior del 55 al 59%.
Una limitación de los ciclos combinados es que la eficiencia se reduce cuando no funcionan a una producción continua. Durante el arranque, el segundo ciclo puede tardar un tiempo en ponerse en marcha. Por lo tanto, la eficiencia es mucho menor al principio hasta que se pone en marcha el segundo ciclo, que puede tardar una hora o más.
La eficiencia del motor térmico puede basarse en el poder calorífico superior (HHV) del combustible, incluido el calor latente de vaporización que se recuperaría en las calderas de condensación , o en el poder calorífico inferior (LHV), excluyéndolo. El HHV del metano es de 55,50 MJ/kg (23.860 BTU/lb), en comparación con un LHV de 50,00 MJ/kg (21.500 BTU/lb): un aumento del 11%.
La eficiencia de la turbina aumenta cuando la combustión puede funcionar a mayor temperatura, por lo que el fluido de trabajo se expande más. Por lo tanto, la eficiencia está limitada por si la primera etapa de álabes de la turbina puede sobrevivir a temperaturas más altas. La investigación sobre refrigeración y materiales continúa. Una técnica común, adoptada de los aviones, es presurizar los álabes de la turbina de la etapa caliente con refrigerante. Este también se purga de formas patentadas para mejorar la eficiencia aerodinámica de los álabes de la turbina. Diferentes proveedores han experimentado con diferentes refrigerantes. El aire es común, pero el vapor se usa cada vez más. Algunos proveedores podrían utilizar ahora álabes de turbina de cristal único en la sección caliente, una técnica que ya es común en los motores de aviones militares.
La eficiencia de las turbinas de gas de ciclo combinado y de turbinas de gas también se puede aumentar mediante el preenfriamiento del aire de combustión. Esto aumenta su densidad, lo que también aumenta la relación de expansión de la turbina. Esto se practica en climas cálidos y también tiene el efecto de aumentar la potencia de salida. Esto se logra mediante el enfriamiento por evaporación del agua utilizando una matriz húmeda colocada en la entrada de la turbina, o mediante el uso de aire acondicionado con almacenamiento de hielo . Este último tiene la ventaja de mayores mejoras debido a las temperaturas más bajas disponibles. Además, el almacenamiento de hielo se puede utilizar como un medio de control de carga o cambio de carga, ya que el hielo se puede fabricar durante períodos de baja demanda de energía y, potencialmente en el futuro, la alta disponibilidad anticipada de otros recursos como las energías renovables durante ciertos períodos.
La tecnología de combustión es un área de investigación exclusiva pero muy activa, porque los combustibles, la gasificación y la carburación afectan a la eficiencia del combustible. Un enfoque típico es combinar simulaciones químicas y aerodinámicas por computadora para encontrar diseños de cámaras de combustión que aseguren la combustión completa del combustible, pero que minimicen tanto la contaminación como la dilución de los gases de escape calientes. Algunas cámaras de combustión inyectan otros materiales, como aire o vapor, para reducir la contaminación al reducir la formación de nitratos y ozono.
Otro campo de investigación activo es el generador de vapor para el ciclo Rankine. Las plantas típicas ya utilizan una turbina de vapor de dos etapas, que recalienta el vapor entre las dos etapas. Cuando se puede mejorar la conductividad térmica de los intercambiadores de calor, la eficiencia mejora. Como en los reactores nucleares, los tubos pueden hacerse más delgados (por ejemplo, de acero más resistente o más resistente a la corrosión). Otro enfoque podría utilizar sándwiches de carburo de silicio, que no se corroen. [14]
También se están desarrollando algunos ciclos Rankine modificados. Dos áreas prometedoras son las mezclas de amoníaco y agua [15] y las turbinas que utilizan dióxido de carbono supercrítico [16] .
Las plantas de ciclo combinado modernas también necesitan un software que esté ajustado con precisión a cada opción de combustible, equipo, temperatura, humedad y presión. Cuando se mejora una planta, el software se convierte en un objetivo en movimiento. El software de ciclo combinado también es costoso de probar, porque el tiempo real es limitado en los prototipos multimillonarios de las nuevas plantas de ciclo combinado. Las pruebas generalmente simulan combustibles y condiciones inusuales, pero validan las simulaciones con puntos de datos seleccionados medidos en equipos reales.
Existe una competencia activa para alcanzar mayores eficiencias. Las investigaciones que apuntaban a una temperatura de entrada de turbina de 1370 °C (2500 °F) han llevado a ciclos combinados aún más eficientes. [ cita requerida ]
En la central eléctrica de Baglan Bay se alcanzó una eficiencia de LHV de casi el 60% (eficiencia de HHV del 54%) utilizando una turbina de gas de tecnología H de GE con una caldera de recalentamiento a presión NEM 3, utilizando vapor del generador de vapor de recuperación de calor (HRSG) para enfriar las aspas de la turbina. [ cita requerida ]
En mayo de 2011, Siemens AG anunció que había logrado una eficiencia del 60,75% con una turbina de gas SGT5-8000H de 578 megavatios en la central eléctrica de Irsching . [17]
Se espera que la planta de energía Nishi-ku, Nagoya, de 405 MW y 7 HA de Chubu Electric tenga una eficiencia bruta de ciclo combinado del 62 %. [18]
El 28 de abril de 2016, la planta de Électricité de France en Bouchain fue certificada por el Libro Guinness de los Récords como la planta de energía de ciclo combinado más eficiente del mundo con un 62,22 %. Utiliza una turbina de gas General Electric 9HA, que afirma tener un 41,5 % de eficiencia en ciclo simple y un 61,4 % en modo de ciclo combinado, con una potencia de turbina de gas de 397 MW a 470 MW y una potencia combinada de 592 MW a 701 MW. Su temperatura de combustión está entre 2600 y 2900 °F (1430 y 1590 °C), su relación de presión general es de 21,8 a 1. [19]
En diciembre de 2016, Mitsubishi afirmó que algunos miembros de sus turbinas de la Serie J tenían una eficiencia de LHV superior al 63 %. [20]
En diciembre de 2017, GE afirmó que su última planta de 826 MW HA tenía una eficiencia energética del 64 %, frente al 63,7 % anterior. Según afirmaron, esto se debía a los avances en la fabricación aditiva y la combustión. En su comunicado de prensa, afirmaban que planeaban alcanzar el 65 % a principios de la década de 2020. [1]
Un ciclo combinado de gasificación integrada , o IGCC, es una planta de energía que utiliza gas de síntesis ( syngas ). El syngas puede producirse a partir de varias fuentes, incluido el carbón y la biomasa. El sistema utiliza turbinas de gas y vapor, y la turbina de vapor funciona con el calor que queda de la turbina de gas. Este proceso puede aumentar la eficiencia de generación de electricidad a alrededor del 50%.
Un ciclo combinado solar integrado ( ISCC ) es una tecnología híbrida en la que se integra un campo solar térmico en una planta de ciclo combinado. En las plantas ISCC, la energía solar se utiliza como suministro de calor auxiliar, apoyando el ciclo de vapor, lo que da como resultado una mayor capacidad de generación o una reducción del uso de combustibles fósiles. [21]
Los beneficios termodinámicos son que se eliminan las pérdidas diarias de arranque de la turbina de vapor. [22]
Los principales factores que limitan la capacidad de carga de una planta de energía de ciclo combinado son los transitorios de presión y temperatura permitidos de la turbina de vapor y los tiempos de espera del generador de vapor de recuperación de calor para establecer las condiciones químicas de vapor requeridas y los tiempos de calentamiento para el resto de la planta y el sistema de tuberías principal. Esas limitaciones también influyen en la capacidad de arranque rápido de la turbina de gas al requerir tiempos de espera. Y las turbinas de gas en espera consumen gas. El componente solar, si la planta se pone en marcha después de la luz solar, o antes, si hay almacenamiento de calor, permite el precalentamiento del vapor a las condiciones requeridas. Es decir, la planta se pone en marcha más rápido y con menos consumo de gas antes de alcanzar las condiciones de operación. [23] Los beneficios económicos son que los costos de los componentes solares son entre un 25% y un 75% de los de una planta de sistemas de generación de energía solar de la misma superficie de colectores. [24]
El primer sistema de este tipo en entrar en funcionamiento fue la planta de energía de ciclo combinado Archimede , Italia en 2010, [25] seguida por Martin Next Generation Solar Energy Center en Florida , y en 2011 por la planta de energía ISCC Kuraymat en Egipto , la planta de energía Yazd en Irán , [26] [27] Hassi R'mel en Argelia , Ain Beni Mathar en Marruecos . En Australia, Kogan Creek de CS Energy y la central eléctrica Liddell de Macquarie Generation comenzaron la construcción de una sección de refuerzo solar Fresnel (44 MW y 9 MW), pero los proyectos nunca se activaron.
En la mayoría de los ciclos combinados exitosos, el ciclo de fondo para la generación de energía es un ciclo Rankine de vapor convencional .
En los climas fríos (como Finlandia ) ya es habitual utilizar el calor del condensador de una central eléctrica de vapor para alimentar los sistemas de calefacción de la comunidad. Estos sistemas de cogeneración pueden alcanzar eficiencias teóricas superiores al 95%.
En teoría, es posible generar ciclos de fondo que produzcan electricidad a partir del calor que se escapa del condensador de vapor, pero las turbinas convencionales son demasiado grandes y resultan poco rentables. Las pequeñas diferencias de temperatura entre el vapor que se condensa y el aire o el agua del exterior requieren movimientos de masa muy grandes para accionar las turbinas.
Aunque no se ha llevado a la práctica, un vórtice de aire puede concentrar los flujos de masa para un ciclo de fondo. Los estudios teóricos del motor Vortex muestran que, si se construye a escala, es un ciclo de fondo económico para una gran planta de energía de ciclo Rankine a vapor.
Una planta de energía de ciclo combinado de hidrógeno es una planta de energía que utiliza hidrógeno en una planta de energía de ciclo combinado. Una planta de energía de ciclo combinado de hidrógeno verde tiene una eficiencia de solo un 40%, después de la electrólisis y la recombustión para generar electricidad, y es una opción viable para el almacenamiento de energía a largo plazo en comparación con el almacenamiento en baterías . Las plantas de energía de gas natural podrían convertirse en plantas de energía de hidrógeno con una renovación mínima o hacer una mezcla combinada de gas natural e hidrógeno . [29] [30]
Las plantas de energía a gas natural podrían diseñarse teniendo en mente una transición al hidrógeno, con tuberías de entrada más anchas al quemador para aumentar los caudales porque el hidrógeno es menos denso que el gas natural, y con el material adecuado porque el hidrógeno puede causar fragilización por hidrógeno .
Las plantas de electrólisis actuales no son capaces de proporcionar la escala de hidrógeno que se necesita para abastecer una planta de energía a gran escala. Puede ser necesaria la electrólisis in situ, y luego almacenar grandes cantidades de hidrógeno podría ocupar mucho espacio si solo se trata de hidrógeno comprimido y no de hidrógeno líquido . La fragilización del hidrógeno podría ocurrir en las tuberías, pero las tuberías de acero inoxidable 316L podrían manejar hidrógeno comprimido por encima de 50 bar (unidad) , que es a la que se transporta el gas natural comprimido , o se podrían construir tuberías más anchas para el hidrógeno. También se podrían utilizar tuberías de polietileno o polímero reforzado con fibra .
Cuando se quema hidrógeno como combustible, no se produce dióxido de carbono , pero sí se produce más óxido nitroso debido a la mayor temperatura de la llama del hidrógeno. Se podría implementar un proceso de reducción catalítica selectiva para descomponer el NO₂ en solo nitrógeno y agua . El escape de una reacción de combustión del hidrógeno es vapor de agua y se podría usar como diluyente para reducir la alta temperatura de combustión que crea el óxido nitroso.
La corrosión de la turbina provocada por el vapor de agua de la llama de hidrógeno podría reducir la vida útil de la planta o podría ser necesario reemplazar piezas con mayor frecuencia.
El hidrógeno es el elemento más pequeño y ligero y puede tener fugas con mayor facilidad en los puntos de conexión y las juntas. El hidrógeno se difunde rápidamente, lo que mitiga las explosiones. Una llama de hidrógeno tampoco es tan visible como una llama estándar.
La energía eólica y solar son fuentes de energía renovable variables que no son tan constantes como la energía de carga base . El hidrógeno podría ayudar a las energías renovables capturando el exceso de energía, con electrólisis , cuando producen demasiada, y llenando los vacíos con esa energía cuando no producen tanta.
