Una central eléctrica de ciclo combinado es un conjunto de motores térmicos que funcionan en tándem a partir de una misma fuente de calor, convirtiéndola en energía mecánica . En tierra, cuando se utiliza para generar electricidad, el tipo más común se denomina planta de turbina de gas de ciclo combinado ( CCGT ), que es un tipo de central eléctrica alimentada por gas . El mismo principio se utiliza también 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. Normalmente 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 se puede aumentar entre un 50% y un 60%. Es decir, desde una eficiencia global del sistema de digamos 34% para un ciclo simple, hasta hasta 64% neto para la turbina sola en condiciones específicas para un ciclo combinado. [1]
Los ciclos combinados históricamente exitosos 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 fondo" a baja temperatura. Los ciclos de fondo a muy baja temperatura han sido demasiado costosos debido al gran tamaño de los equipos necesarios para manejar grandes flujos de masa y pequeñas diferencias de temperatura. Sin embargo, en climas fríos es común vender agua de plantas de energía caliente para agua caliente y calefacción de espacios. Las tuberías aisladas al vacío pueden permitir que este servicio alcance una distancia de hasta 90 km. Este enfoque se denomina " calor y energía combinados " (CHP).
En las centrales eléctricas estacionarias y marinas, un ciclo combinado muy utilizado tiene una gran turbina de gas (que funciona según el ciclo Brayton ). El escape caliente de la turbina alimenta una central eléctrica de vapor (que funciona según el ciclo Rankine ). Se trata de una planta de turbina de gas de ciclo combinado (CCGT). Estos logran la mejor eficiencia térmica real de su clase (ver más abajo) de alrededor del 64% en operación de carga base. Por el contrario, una central de vapor de ciclo único está limitada a eficiencias del 35 al 42%. Muchas centrales eléctricas 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 turbinas de múltiples etapas o ciclos de vapor, pero las plantas CCGT tienen ventajas tanto para la generación de electricidad como para la energía marina. El ciclo de la turbina de gas a menudo puede iniciarse muy rápidamente, lo que proporciona energía inmediata. Esto evita la necesidad de costosas plantas de punta separadas o permite que un barco maniobre. Con el tiempo, el ciclo de vapor secundario se calentará, lo que mejorará la eficiencia del combustible y proporcionará más energía.
En noviembre de 2013, el Instituto Fraunhofer de Sistemas de Energía Solar (ISE) evaluó el coste nivelado de la energía para las centrales eléctricas de nueva construcción en el sector eléctrico alemán . Estimaron unos costes de entre 78 y 100 €/MWh para las centrales CCGT alimentadas por gas natural. [2] Además, los costos 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 central eléctrica. Uno es el ciclo de Joule o Brayton , que es un ciclo de turbina de gas y el otro es el ciclo de Rankine, que es un ciclo de turbina de vapor . [5] El ciclo 1-2-3-4-1, que es el ciclo de la central eléctrica con turbinas de gas, es el ciclo de tope. 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 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 realiza 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 sobrecalentado absorben parte de este calor en los procesos ab, bc y cd.
La central eléctrica de vapor obtiene el calor de entrada de los gases de escape a alta temperatura de una central eléctrica de turbina de gas . [5] El vapor así generado puede utilizarse 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 donde la turbina de vapor se elimina inyectando vapor directamente en la turbina de combustión. Esto se ha utilizado desde mediados de la década de 1970 y permite la recuperación del 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, por lo que no puede utilizarse como energía de respaldo o suplementaria. Lleva el nombre del profesor estadounidense DY Cheng, quien patentó el diseño en 1976. [6]
La eficiencia de un motor térmico, la fracción de la energía térmica entrante que se puede convertir en trabajo útil, está limitada por la diferencia de temperatura entre el calor que entra 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 económico . Estas aleaciones limitan la temperatura práctica 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 superior fija del 35 al 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 de los gases de combustión también es elevada (de 450 a 650 °C). Por lo tanto, esto es lo suficientemente alto 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 del 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 ser enfriado por agua de un lago, río, mar o torres de refrigeración . Esta temperatura puede ser tan baja como 15 °C.
El tamaño de la planta es importante en el costo de la misma. Las plantas de mayor tamaño se benefician de economías de escala (menor costo inicial por kilovatio) y 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, dando una producción total de 400 MW. Una central eléctrica típica puede 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 distintos: General Electric, Siemens, Mitsubishi-Hitachi y Ansaldo Energia. Estos grupos también están desarrollando, probando y/o comercializando turbinas de gas de tamaños 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, 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 los bloques de ciclo combinado ofrecidos por los tres principales fabricantes (Alstom, General Electric y Siemens) pueden oscilar entre 50 MW y más de 1.300 MW, con costes que se aproximan a los 670 dólares/kW. [7]
La caldera de recuperación de calor es el elemento 5 en la figura COGAS mostrada arriba. El escape de la turbina de gas caliente ingresa al sobrecalentador , luego pasa a través del evaporador y finalmente a través de la sección del economizador a medida que sale de la caldera . El agua de alimentación entra a través del 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 mayor, entonces la temperatura de los gases que salen también es alta. [5]
Para eliminar 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] Dispone de dos bidones de agua / vapor . El tambor de baja presión está conectado al economizador o evaporador de baja presión. El vapor a baja presión se genera en la zona de baja temperatura de los gases de escape de la turbina. El vapor a 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 es suministrada a la turbina de alta presión .
El HRSG puede diseñarse para quemar combustible adicional después de la turbina de gas. Los quemadores suplementarios también se denominan quemadores de conducto . La quema de conductos es posible porque los gases de escape de la turbina (gases de combustión) todavía contienen 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 pasa por alto el quemador para enfriar las palas de la turbina. Los gases de escape de la turbina ya están calientes, 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 al conducto permite que una planta de vapor que quema los conductos funcione incluso cuando la turbina de gas no puede hacerlo.
Sin combustión suplementaria, la eficiencia térmica de una central eléctrica de ciclo combinado es mayor. Pero unas operaciones de planta más flexibles hacen que un CCGT marino sea más seguro al permitir que un barco opere con fallas en el equipo. Una planta estacionaria flexible puede generar más dinero. La combustión en conductos eleva la temperatura de la chimenea, lo que aumenta la cantidad o la temperatura del vapor (por ejemplo, a 84 bar, 525 grados Celsius). Esto mejora la eficiencia del ciclo de vapor. La combustión suplementaria permite a la planta responder a las fluctuaciones de la carga eléctrica, porque los quemadores de conducto pueden tener muy buena eficiencia con cargas parciales. Puede permitir una mayor producción de vapor para compensar el fallo de otra unidad. Además, en el generador de vapor se puede quemar carbón como combustible complementario económico.
La combustión suplementaria puede elevar la temperatura de los gases de escape de 600 °C (escape GT) a 800 o incluso 1.000 °C. La cocción suplementaria no aumenta la eficiencia de la mayoría de los ciclos combinados. Para calderas individuales, puede aumentar la eficiencia si se encienden a 700-750 °C; Sin embargo, para varias calderas, la flexibilidad de la planta debería ser el principal atractivo.
"Máximo encendido suplementario" es la condición en la que el máximo de combustible se quema con el oxígeno disponible en el escape de la turbina de gas.
Las centrales de ciclo combinado suelen funcionar con gas natural , aunque se puede utilizar fuel oil , gas de síntesis u otros combustibles. El combustible suplementario puede ser gas natural, fueloil o carbón. También se pueden utilizar biocombustibles . Las centrales solares integradas de ciclo combinado combinan la energía obtenida de la radiación solar con otro combustible para reducir los costos de combustible y el impacto ambiental (ver: sección ISCC ). Muchas centrales nucleares de próxima generación pueden utilizar el rango de temperatura más alto de un ciclo superior de Brayton, así como el aumento de la eficiencia térmica que ofrece un ciclo de fondo de Rankine.
Cuando la extensión de un gasoducto no es práctica o no puede justificarse económicamente, las necesidades de electricidad en áreas remotas pueden satisfacerse con plantas de ciclo combinado de pequeña escala que utilizan combustibles renovables. En lugar de gas natural, estos gasifican y queman residuos agrícolas y forestales, que a menudo están 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, como tales, requieren equipos de tratamiento de combustible. Además, los depósitos de cenizas de estos combustibles provocan reducciones de potencia de las turbinas de gas de hasta un 15%. Sin embargo, pueden seguir siendo combustibles económicamente atractivos, especialmente en centrales 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 ligero y los destilados ligeros. 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.
Los sistemas de ciclo combinado pueden tener configuraciones de un solo eje o de varios ejes. Además, existen varias configuraciones de sistemas de vapor.
Los ciclos de generación de energía con mayor eficiencia de combustible utilizan un generador de vapor con 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 ejes múltiples y de encendido suplementario generalmente se seleccionan para combustibles, aplicaciones o situaciones específicas. Por ejemplo, los sistemas de cogeneración de ciclo combinado a veces necesitan más calor o temperaturas más altas, y la electricidad tiene menor prioridad. Los sistemas multieje con encendido suplementario pueden proporcionar un rango más amplio de temperaturas o calor a energía eléctrica. Los sistemas que queman combustibles de baja calidad, como lignito o turba, podrían utilizar turbinas de helio de ciclo cerrado relativamente costosas como ciclo de cobertura para evitar un procesamiento y gasificación de 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 único generador eléctrico en un solo eje. Este arreglo es más simple de operar, más pequeño y con un costo inicial más bajo.
Las disposiciones de un solo eje pueden tener menos flexibilidad y confiabilidad que los sistemas de múltiples ejes. Con cierto gasto, hay formas de agregar flexibilidad operativa: la mayoría de las veces, 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 sincronizado y autocambiante (SSS), [8] para el arranque o para la operación de ciclo simple de la turbina de gas. Otro conjunto de opciones menos común permite más calor o el funcionamiento independiente de la turbina de vapor para aumentar la confiabilidad: quema de conductos, tal vez con un soplador de aire fresco en el conducto y un embrague en el lado del eje de la turbina de gas.
Un sistema de múltiples ejes normalmente tiene un solo sistema de vapor para hasta tres turbinas de gas. Tener solo una gran turbina de vapor y un disipador de calor tiene economías de escala y puede tener menores costos de operación y mantenimiento. 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% mayor.
El tamaño total de la planta y el número asociado de turbinas de gas necesarias también pueden determinar qué tipo de planta es más económica. Un conjunto de centrales eléctricas de ciclo combinado de un solo eje puede ser más costoso de operar y mantener, porque hay más equipos. Sin embargo, puede ahorrar costos de intereses al permitir que una empresa agregue capacidad de planta según sea necesario.
Los ciclos de vapor de recalentamiento de múltiples presiones 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 de presión única 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 está determinada por 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 mantenimiento.
Combinando los ciclos de gas y vapor, se pueden lograr altas temperaturas de entrada y bajas temperaturas de salida. La eficiencia de los ciclos aumenta porque funcionan con la misma fuente de combustible. Así, 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 sí sola. [9] [10]
La eficiencia eléctrica de una central eléctrica de ciclo combinado, si se calcula como energía eléctrica producida como porcentaje del poder calorífico inferior del combustible consumido, puede ser superior al 60% cuando funciona nueva, es decir, sin usar, y con producción continua, que son condiciones ideales.
Al igual que con 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 llama cogeneración y estas plantas de energía a menudo se denominan plantas combinadas de calor y energía (CHP).
En general, las eficiencias del ciclo combinado en servicio son superiores al 50% sobre una base de poder calorífico y producción bruta más bajos. La mayoría de las unidades de ciclo combinado, especialmente las unidades más grandes, tienen eficiencias máximas en estado estacionario sobre la base del LHV del 55 al 59%.
Una limitación de los ciclos combinados es que la eficiencia se reduce cuando no se ejecutan a una producción continua. Durante el inicio, el segundo ciclo puede tardar en iniciarse. Por lo tanto, la eficiencia es inicialmente mucho menor hasta que se ejecuta el segundo ciclo, lo que puede tardar una hora o más.
La eficiencia del motor térmico puede basarse en el Poder Calórico Superior (HHV) del combustible, incluido el calor latente de vaporización que se recuperaría en las calderas de condensación , o en el Poder Calórico 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 calentarse más, por lo que el fluido de trabajo se expande más. Por lo tanto, la eficiencia está limitada por si la primera etapa de las palas de la turbina puede sobrevivir a temperaturas más altas. La investigación sobre refrigeración y materiales continúa. Una técnica común, adoptada en los aviones, es presurizar las palas de las turbinas de etapa caliente con refrigerante. Esto también se purga de forma patentada para mejorar la eficiencia aerodinámica de las palas de la turbina. Diferentes proveedores han experimentado con diferentes refrigerantes. El aire es común, pero el vapor se utiliza cada vez más. Algunos proveedores ahora podrían utilizar álabes de turbina de monocristal en la sección caliente, una técnica ya común en los motores de aviones militares.
La eficiencia de CCGT y GT también puede aumentarse mediante el preenfriamiento del aire de combustión. Esto aumenta su densidad, aumentando también el ratio de expansión de la turbina. Esto se practica en climas cálidos y también tiene el efecto de aumentar la producción de energía. Esto se logra mediante el enfriamiento por evaporación del agua mediante 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 medio de control o cambio de carga, ya que se puede fabricar hielo durante períodos de baja demanda de energía y, potencialmente, en el futuro, la alta disponibilidad prevista de otros recursos, como las energías renovables, durante ciertos períodos.
La tecnología de combustión es un área de investigación patentada pero muy activa, porque los combustibles, la gasificación y la carburación afectan la eficiencia del combustible. Un objetivo típico es combinar simulaciones informáticas aerodinámicas y químicas para encontrar diseños de combustión que aseguren un quemado completo del combustible y, al mismo tiempo, 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 área activa de investigación es el generador de vapor para el ciclo Rankine. Las plantas típicas ya utilizan una turbina de vapor de dos etapas, recalentando el vapor entre las dos etapas. Cuando se puede mejorar la conductividad térmica de los intercambiadores de calor, mejora la eficiencia. Al igual que en los reactores nucleares, los tubos podrían hacerse más delgados (por ejemplo, con acero más resistente o más resistente a la corrosión). Otro enfoque podría utilizar sándwiches de carburo de silicio, que no se corroen. [11]
También hay cierto desarrollo de ciclos de Rankine modificados. Dos áreas prometedoras son las mezclas de amoníaco y agua [12] y las turbinas que utilizan dióxido de carbono supercrítico. [13]
Las plantas CCGT modernas también necesitan un software que se adapte con precisión a cada elección de combustible, equipo, temperatura, humedad y presión. Cuando se mejora una planta, el software se convierte en un objetivo móvil. El software CCGT también es costoso de probar, porque el tiempo real es limitado en los prototipos multimillonarios de nuevas plantas CCGT. 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. La investigación dirigida a una temperatura de entrada de la turbina de 1370 °C (2500 °F) ha dado lugar a ciclos combinados aún más eficientes. [ cita necesaria ]
Se alcanzó casi el 60 % de eficiencia de LHV (54 % de eficiencia de HHV) en la central eléctrica de Baglan Bay , utilizando una turbina de gas con 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 el cuchillas de turbina. [ cita necesaria ]
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 . [14]
Se espera que la central eléctrica de 405 MW 7HA de Chubu Electric en Nishi-ku, Nagoya, tenga una eficiencia bruta de ciclo combinado del 62 %. [15]
El 28 de abril de 2016, la planta gestionada por Électricité de France en Bouchain fue certificada por Guinness World Records como la central de ciclo combinado más eficiente del mundo con un 62,22%. Utiliza un General Electric 9HA, que afirmó una eficiencia de ciclo simple del 41,5% 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 cocción está entre 2600 y 2900 °F (1430 y 1590 °C), su relación de presión general es de 21,8 a 1. [16]
En diciembre de 2016, Mitsubishi afirmó una eficiencia LHV superior al 63% para algunos miembros de sus turbinas Serie J. [17]
En diciembre de 2017, GE reclamó el 64% de su última planta HA de 826 MW, frente al 63,7%. Dijeron que esto se debía a los avances en la fabricación aditiva y la combustión. Su comunicado de prensa decía que planeaban alcanzar el 65% a principios de la década de 2020. [1]
Un ciclo combinado de gasificación integrada , o IGCC, es una central eléctrica que utiliza gas de síntesis ( syngas ). El gas de síntesis se puede producir a partir de varias fuentes, incluidos el carbón y la biomasa. El sistema utiliza turbinas de gas y de vapor; la turbina de vapor funciona con el calor sobrante de la turbina de gas. Este proceso puede aumentar la eficiencia de la generación de electricidad hasta alrededor del 50%.
Un Ciclo Combinado Solar Integrado ( ISCC ) es una tecnología híbrida en la que se integra un campo solar térmico dentro de una planta de ciclo combinado. En las plantas ISCC, la energía solar se utiliza como suministro de calor auxiliar, apoyando el ciclo del vapor, lo que resulta en una mayor capacidad de generación o una reducción del uso de combustibles fósiles. [18]
Los beneficios termodinámicos son que se eliminan las pérdidas diarias de arranque de la turbina de vapor. [19]
Los principales factores que limitan la producción 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 del vapor requeridas y los tiempos de calentamiento para el equilibrio de la planta y el sistema principal. sistema de tuberías. Esas limitaciones también influyen en la rápida capacidad de arranque 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 insolación, 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 menor consumo de gas antes de alcanzar las condiciones de funcionamiento. [20] Los beneficios económicos son que los costos de los componentes solares son del 25% al 75% de los de una planta de Sistemas de Generación de Energía Solar de la misma superficie de colector. [21]
El primer sistema de este tipo que entró en funcionamiento fue la central eléctrica de ciclo combinado Archimede , Italia , en 2010, [22] seguida por el Martin Next Generation Solar Energy Center en Florida , y en 2011 por la central eléctrica Kuraymat ISCC en Egipto , la central eléctrica Yazd en Irán. , [23] [24] Hassi R'mel en Argelia , Ain Beni Mathar en Marruecos . En Australia, Kogan Creek de CS Energy y Liddell Power Station de Macquarie Generation iniciaron la construcción de una sección de impulso solar Fresnel (44 MW y 9 MW), pero los proyectos nunca entraron en actividad.
En la mayoría de los ciclos combinados exitosos, el ciclo de fondo para la energía es un ciclo Rankine de vapor convencional .
Ya es común en climas fríos (como Finlandia ) accionar los sistemas de calefacción comunitarios a partir del calor del condensador de una central eléctrica de vapor. Estos sistemas de cogeneración pueden producir eficiencias teóricas superiores al 95%.
Los ciclos de fondo que producen electricidad a partir del escape de calor del condensador de vapor son teóricamente posibles, pero las turbinas convencionales son antieconómicamente grandes. Las pequeñas diferencias de temperatura entre el vapor condensado y el aire o el agua exterior requieren movimientos de masa muy grandes para impulsar las turbinas.
Aunque no se reduce a la práctica, un vórtice de aire puede concentrar los flujos másicos 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 central eléctrica de vapor de ciclo Rankine.
