| Termodinámica | |||||||||||||||||||||
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Libro
CategoríaUna planta de energía de ciclo combinado es un conjunto de motores térmicos que trabajan en conjunto a partir de la 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 ). 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 en el escape. Por lo general, el calor pasa a través de un intercambiador de calor para que los dos motores puedan utilizar diferentes fluidos de trabajo.
Al generar energía a partir de múltiples flujos de trabajo, la eficiencia general del sistema se puede aumentar entre un 50% y un 60%. Es decir, desde una eficiencia general de, digamos, 34% (para un ciclo simple), hasta 64% (para un ciclo combinado). [1] Esto es más del 84% de la eficiencia teórica de un ciclo de Carnot . Los motores térmicos solo pueden usar parte de la energía de su combustible (generalmente menos del 50%), por lo que en un motor térmico de ciclo no combinado, el calor restante (es decir, los gases de escape calientes) de la combustión se desperdicia.
Ciclos históricos [ editar ]
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 "fondo" a baja temperatura. Los ciclos de fondo de muy baja temperatura han sido demasiado costosos debido a los tamaños muy grandes de 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 plantas de energía para agua caliente y calefacción de espacios. Las tuberías aisladas al vacío pueden permitir que esta utilidad alcance 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 turbinas de gas de ciclo combinado (CCGT). Estos logran la mejor eficiencia térmica real (ver más abajo) de alrededor del 64% en operación de carga base. Por el contrario, una planta de energía de vapor de ciclo único está limitada a eficiencias del 35 al 42%. Muchas plantas de energía nuevas utilizan CCGT. Los CCGT estacionarios queman gas natural o gas de síntesis a partir del carbón . Los barcos queman fuel oil .
También se pueden usar 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 comenzar muy rápidamente, lo que proporciona energía inmediata. Esto evita la necesidad de costosas plantas pico 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 costo nivelado de la energía para las centrales eléctricas de nueva construcción en el sector eléctrico alemán . Dieron costes de entre 78 y 100 € / MWh para plantas de CCGT alimentadas con gas natural. [2] Además, los costos de capital de la energía de ciclo combinado son relativamente bajos, alrededor de $ 1000 / kW, lo que lo convierte en uno de los tipos de generación más baratos de instalar. [3]
Ciclo combinado básico [ editar ]
El ciclo termodinámico del ciclo combinado básico consta de dos ciclos de centrales eléctricas. 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 . [4] El ciclo 1-2-3-4-1, que es el ciclo de la planta de energía de la turbina de gas , es el ciclo superior. 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, tiene lugar a baja temperatura y se conoce como ciclo de fondo. La transferencia de energía térmica de los gases de escape de alta temperatura al agua y al vapor se lleva a cabo mediante 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 el calor. El agua de alimentación, el vapor húmedo y sobrecalentado absorben parte de este calor en los procesos ab, bc y cd.
Generadores de vapor [ editar ]
La planta de energía de vapor obtiene su calor de entrada de los gases de escape de alta temperatura de la planta de energía de la turbina de gas . [4] El vapor generado de esta manera se puede utilizar para impulsar la turbina de vapor . La caldera de recuperación de calor residual (WHRB) tiene 3 secciones: economizador, evaporador y recalentador.
Ciclo de Cheng [ editar ]
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 energía adicional y la redundancia de un verdadero sistema de ciclo combinado. No tiene turbina de vapor o generador adicional, por lo que no puede utilizarlo como energía de respaldo o suplementaria. Lleva el nombre del profesor estadounidense DY Cheng, que patentó el diseño en 1976.
Principios de diseño [ editar ]
La eficiencia de un motor térmico, la fracción de energía térmica de entrada que se puede convertir 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 determinada por la temperatura del agua de refrigeración. Con estos límites, una planta de vapor tiene una eficiencia superior fija de 35 a 42%.
Un ciclo de turbina de gas de circuito abierto tiene un compresor , una cámara de combustión y una turbina . Para 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 1400 ° C). La temperatura de salida de los gases de combustión también es alta (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 pasándolo a través de un generador de vapor de recuperación de calor (HRSG) con una temperatura de vapor vivo entre 420 y 580 ° C. El condensador del ciclo Rankine generalmente se enfría con agua de un lago, río, mar o torres de enfriamiento . Esta temperatura puede ser tan baja como 15 ° C.
Tamaño típico [ editar ]
El tamaño de la planta es importante en el costo de la planta. Los tamaños de planta más grandes se benefician de las 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, lo que da una potencia total de 400 MW. Una central eléctrica típica puede constar de entre 1 y 6 de estos conjuntos.
Las turbinas de gas para la generación de energía a gran escala son fabricadas por al menos cuatro grupos separados: 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 compuestas por una o más de tales 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 bloque de ciclo combinado ofrecidos por tres fabricantes importantes (Alstom, General Electric y Siemens) pueden oscilar entre 50 MW y más de 1300 MW con costos cercanos a los $ 670 / kW. [5]
Caldera sin encender [ editar ]
La caldera de recuperación de calor es el elemento 5 en la figura de COGAS que se muestra arriba. El escape de la turbina de gas caliente ingresa al supercalentador , 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 supercalentador. 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. [4]
Caldera de doble presión [ editar ]
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. [4] Tiene dos bidones 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 supercalentador 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 a 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 .
Cocción suplementaria [ editar ]
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 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 pasa por alto el quemador para enfriar las palas 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 de combustión por conducto 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 las operaciones de la 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 quema de 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 complementaria permite que la planta responda 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 la falla de otra unidad. Además, el carbón se puede quemar en el generador de vapor como combustible complementario económico.
La cocción suplementaria puede elevar la temperatura de escape de 600 ° C (escape GT) a 800 o incluso 1000 ° C. La cocción suplementaria no aumenta la eficiencia de la mayoría de los ciclos combinados. Para calderas simples, puede aumentar la eficiencia si se enciende a 700–750 ° C; sin embargo, para varias calderas, la flexibilidad de la planta debería ser el principal atractivo.
"Disparo suplementario máximo" es la condición en la que se dispara el combustible máximo con el oxígeno disponible en el escape de la turbina de gas.
Combustible para centrales eléctricas de ciclo combinado [ editar ]
Las plantas de ciclo combinado suelen funcionar con gas natural , aunque se pueden utilizar fuel oil , gas de síntesis u otros combustibles. El combustible suplementario puede ser gas natural, fuel oil o carbón. También se pueden utilizar biocombustibles . Las centrales eléctricas 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 plantas de energía nuclear de próxima generación pueden utilizar el rango de temperatura más alto de un ciclo superior de Brayton, así como el aumento en la eficiencia térmica que ofrece un ciclo de fondo de Rankine.
Cuando la extensión de un gasoducto no sea práctica o no pueda justificarse económicamente, las necesidades de electricidad en áreas remotas pueden satisfacerse con plantas de ciclo combinado a pequeña escala que utilicen combustibles renovables. En lugar de gas natural, estos gasifican y queman residuos agrícolas y forestales, que a menudo están disponibles en las zonas rurales.
Gestión de combustibles de baja calidad en turbinas [ editar ]
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 un equipo de tratamiento de combustible. Además, los depósitos de ceniza de estos combustibles dan como resultado una degradación de las turbinas de gas de hasta un 15%. Sin embargo, aún pueden ser combustibles económicamente atractivos, particularmente en plantas de ciclo combinado.
El sodio y el potasio se eliminan de los destilados pesados, crudos y residuales mediante un procedimiento de lavado con agua. Un sistema de purificación más simple y menos costoso hará el mismo trabajo para los destilados ligeros y crudos ligeros. También puede ser necesario un sistema de aditivos de magnesio para reducir los efectos corrosivos si hay vanadio. Los combustibles que requieran tal tratamiento deben tener una planta de tratamiento de combustible separada y un sistema de monitoreo de combustible preciso para asegurar un funcionamiento confiable y de bajo mantenimiento de las turbinas de gas.
Configuración [ editar ]
Los sistemas de ciclo combinado pueden tener configuraciones de eje único o de eje múltiple. Además, hay varias configuraciones de sistemas de vapor.
Los ciclos de generación de energía más eficientes en combustible utilizan un generador de vapor de recuperación de calor sin combustión (HRSG) con componentes modulares prediseñados. Estos ciclos de vapor sin combustión también son los más bajos en 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 combustión suplementaria y de varios ejes se seleccionan generalmente 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 encendido suplementario pueden proporcionar una gama más amplia de temperaturas o calor a la energía eléctrica. Los sistemas que queman combustibles de baja calidad, como el lignito o la turba, pueden utilizar turbinas de helio de ciclo cerrado relativamente caras como ciclo superior para evitar el procesamiento y la 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 de 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 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 algunos gastos, 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 con auto-cambio (SSS), [6] 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: quema de conductos, quizás 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 ejes múltiples generalmente 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 operaciones y mantenimiento de menor costo. Una turbina de vapor más grande también puede usar presiones más altas, para un ciclo de vapor más eficiente. Sin embargo, un sistema de ejes múltiples es aproximadamente un 5% más alto en el costo inicial.
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. Una colección de plantas de energía de ciclo combinado de un solo eje puede ser más costosa 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 presión múltiple se aplican a los sistemas de ciclo combinado con turbinas de gas con temperaturas de los 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 los 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.
Eficiencia [ editar ]
Combinando 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 son alimentados por la misma fuente de combustible. Entonces, una planta de ciclo combinado tiene un ciclo termodinámico que opera entre la alta temperatura de combustión 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, es aún mayor que la de cualquiera de las plantas por sí sola. [7] [8]
La eficiencia eléctrica de una central eléctrica de ciclo combinado, si se calcula como energía eléctrica producida como porcentaje del valor calorífico inferior del combustible consumido, puede ser superior al 60% cuando funciona nueva, es decir, no envejecida y con potencia continua, que son las 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 conocen como una planta combinada de calor y energía (CHP).
En general, las eficiencias de ciclo combinado en servicio son superiores al 50% sobre una base de valor 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 de LHV de 55 a 59%.
Diferencia entre HHV y LHV [ editar ]
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Para evitar confusiones, la eficiencia de los motores térmicos y las centrales eléctricas debe indicarse en relación con el valor calorífico superior (HHV) o el valor calorífico inferior (LHV) del combustible, para incluir o excluir el calor que se puede obtener de la condensación de los gases de combustión. . También debe especificarse si se está considerando la salida bruta en los terminales del generador o la salida neta en la cerca de la central eléctrica.
La cifra de LHV no es un cálculo de la energía neta de la electricidad en comparación con el contenido energético de la entrada de combustible; es un 11% más alto que eso. La cifra HHV es un cálculo de la energía neta de la electricidad en comparación con el contenido energético de la entrada de combustible. Si se utilizara el enfoque LHV para algunas calderas de condensación nuevas, la eficiencia se calcularía en más del 100%. Los fabricantes prefieren citar la mayor eficiencia de LHV, por ejemplo, 60%, para una nueva CCGT, pero las empresas de servicios públicos, al calcular la cantidad de electricidad que generará la planta, lo dividen por 1,11 para obtener la eficiencia real de HHV, por ejemplo, 54%, de esa CCGT. Las eficiencias de las plantas de carbón se calculan sobre la base de HHV, ya que no hay tanta diferencia para la quema de carbón como para el gas.
La diferencia entre HHV y LHV para el gas se puede estimar (utilizando las unidades habituales de EE. UU.) En 1055 Btu / Lb * w, donde w son las libras de agua después de la combustión por libra de combustible. Para convertir el HHV del gas natural, que es 23875 Btu / lb, en un LHV (el metano es 25% de hidrógeno) sería: 23875 - (1055 * 0.25 * 18/2) = 21500. Porque la eficiencia se determina dividiendo el La producción de energía por la entrada, y la entrada sobre una base LHV es menor que la base HHV, la eficiencia general sobre una base LHV es mayor. Por lo tanto, utilizando la relación 23875/21500 = 1,11, se puede convertir el HHV en un LHV.
Una eficiencia de CCGT de carga base real, la mejor de su clase, del 54%, según la experiencia de la empresa de servicios públicos que opera la planta, se traduce en un 60% de LHV como la eficiencia de CCGT principal publicada por el fabricante.
Impulsar la eficiencia [ editar ]
La eficiencia de la turbina aumenta cuando la combustión puede funcionar más caliente, 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. Continúan las investigaciones sobre refrigeración y materiales. Una técnica común, adoptada de los aviones, es presurizar los álabes de la turbina 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 usa cada vez más. Algunos proveedores ahora pueden utilizar palas de turbina de cristal único en la sección caliente, una técnica que ya es común en los motores de aviones militares.
La eficiencia de CCGT y GT también se puede aumentar mediante el preenfriamiento del aire de combustión. Esto aumenta su densidad, aumentando también la relación 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 enfriando el agua por evaporación usando una matriz húmeda colocada en la entrada de la turbina, o usando aire acondicionado de almacenamiento de hielo . Este último tiene la ventaja de mayores mejoras debido a las menores temperaturas 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 patentada pero muy activa, porque los combustibles, la gasificación y la carburación afectan la eficiencia del combustible. Un enfoque típico es combinar simulaciones por computadora aerodinámicas y químicas para encontrar diseños de cámaras de combustión que aseguren una combustión completa del combustible, pero 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.
Otra área activa de investigación es el generador de vapor para el ciclo Rankine. Las plantas típicas ya usan 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. Como en los reactores nucleares, los tubos podrían hacerse más delgados (por ejemplo, de acero más fuerte o más resistente a la corrosión). Otro enfoque podría usar sándwiches de carburo de silicio, que no se corroen. [9]
También hay cierto desarrollo de ciclos de Rankine modificados. Dos áreas prometedoras son las mezclas de amoníaco / agua, [10] y las turbinas que utilizan dióxido de carbono supercrítico. [11]
Las plantas modernas de CCGT también necesitan un software que esté ajustado 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 las nuevas plantas CCGT. Las pruebas generalmente simulan combustibles y condiciones inusuales, pero validan las simulaciones con puntos de datos seleccionados medidos en equipos reales.
Competición [ editar ]
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 llevado a ciclos combinados aún más eficientes.
En diciembre de 2017, GE reclamó el 64% en 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]
En enero de 2017, Mitsubishi reclamó una eficiencia de LHV superior al 63% para algunos miembros de sus turbinas de la Serie J. [12]
El 28 de abril de 2016, la planta gestionada por Électricité de France en Bouchain fue certificada por Guinness World Records como la planta de energía de ciclo combinado más eficiente del mundo con un 62,22%. Utiliza una General Electric 9HA, que reclamó una eficiencia de ciclo simple del 41,5% y el 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 es de entre 2600 y 2900 ° F (1430 y 1590 ° C), su relación de presión general es de 21,8 a 1. [13]
Se espera que la planta de energía de Chubu Electric en Nishi-ku, Nagoya , de 405 MW 7HA, tenga una eficiencia bruta de ciclo combinado del 62%. [14]
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 . [15] \
Se alcanzó una eficiencia de casi 60% LHV (54% HHV eficiencia) en la central eléctrica de Baglan Bay , utilizando una turbina de gas con tecnología GE H con una caldera de recalentamiento a presión NEM 3, usando vapor del generador de vapor de recuperación de calor (HRSG) para enfriar el cuchillas de turbina.
Ciclo de generación de energía integrada de gas natural y gas de síntesis (hidrógeno) [ editar ]
Un ciclo de generación de gas natural integrado de energía y gas de síntesis ( hidrógeno ) utiliza ciclos de turbina de gas semicerrados (a veces llamados cerrados) [16] [17] [18] donde el combustible se quema con oxígeno puro en presencia del fluido de trabajo del ciclo que es una mezcla de productos de combustión CO 2 y H 2 O (vapor).
El ciclo integrado implica que, antes de la combustión, el metano (componente primario de gas natural) se mezcla con el fluido de trabajo y se convierte en gas de síntesis (mezcla de H 2 y CO) en un reactor catalítico adiabático (sin suministro indirecto de calor) utilizando calor sensible de el fluido de trabajo caliente sale, en el caso más simple, por la salida de la turbina de gas . La mayor parte del gas de síntesis producido (alrededor del 75%) se dirige a la cámara de combustión del ciclo de la turbina de gas para generar energía, pero otra parte del gas de síntesis (alrededor del 25%) se extrae del ciclo de generación de energía como hidrógeno , monóxido de carbono., o su mezcla para producir productos químicos, fertilizantes , combustibles sintéticos , etc. [19] [20] [21] El beneficio termodinámico debido a esta modificación está corroborado por el análisis de exergía . Existen numerosas opciones tecnológicas para separar el gas de síntesis del fluido de trabajo y extraerlo del ciclo (p. Ej., Condensar vapores y eliminar líquidos, extraer gases y vapores mediante separación por adsorción por cambio de presión y membrana , tratamiento de gas amina y deshidratación de glicol ).
Todas las ventajas medioambientales de los ciclos de turbinas de gas semicerradas en cuanto a la ausencia de NO x y la liberación de CO 2 no diluido (en N 2 ) en los gases de combustión siguen siendo las mismas. Un efecto de integración se hace evidente con la siguiente aclaración. Asignar a la eficiencia de la producción de gas de síntesis en el ciclo integrado un valor igual a una eficiencia de producción de gas de síntesis regular mediante reformado de vapor-metano (una parte del metano se quema para impulsar el reformado endotérmico), la eficiencia neta de generación de energía (teniendo en cuenta la electricidad consumida necesarios para separar el aire ) pueden alcanzar niveles superiores al 60% [19] a una temperatura máxima en el ciclo (en la entrada de la turbina de gas) de aproximadamente 1300 ° C.
El ciclo de gas natural integrada con reactor catalítico adiabático se propuso en primer lugar en el Departamento de Química de la Universidad de Moscú Lomonosov Estado (Rusia) en Prof. M. Safonov (tarde) grupo por M. Safonov, M. Granovskii, y S. Pozharskii en 1993. [ 20]
Ciclo combinado de gasificación integrada (IGCC) [ editar ]
Un ciclo combinado de gasificación integrada , o IGCC, es una planta de energía que utiliza gas de síntesis ( syngas ). El gas de síntesis se puede producir a partir de varias fuentes, incluido el carbón y la biomasa. El sistema utiliza turbinas de gas y vapor, la turbina de vapor funciona con el calor que queda de la turbina de gas. Este proceso puede elevar la eficiencia de generación de electricidad a alrededor del 50%.
Ciclo combinado solar integrado (ISCC) [ editar ]
Un ciclo combinado solar integrado ( ISCC ) es una tecnología híbrida en la que un campo solar térmico se integra dentro de 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 resulta en una mayor capacidad de generación o una reducción del uso de combustibles fósiles. [22]
Los beneficios termodinámicos son que se eliminan las pérdidas diarias de arranque de la turbina de vapor. [23]
Los principales factores que limitan la salida 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 principal. sistema de tuberías. 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 del sol, 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 operativas. [24] Los beneficios económicos son que los costos de los componentes solares son del 25% al 75% de los de unPlanta de Sistemas de Generación de Energía Solar de la misma superficie colectora. [25]
El primer sistema de este tipo que entró en funcionamiento fue la central eléctrica de ciclo combinado Archimede , Italia en 2010, [26] seguida por el Centro de energía solar Martin Next Generation en Florida , y en 2011 por la central eléctrica Kuraymat ISCC en Egipto , la central eléctrica Yazd en Irán. , [27] [28] Hassi R'mel en Argelia , Ain Beni Mathar en Marruecos . En Australia, Kogan Creek de CS Energy y Liddell Power Station de Macquarie Generation comenzaron la construcción de un Fresnel solar tramo de impulso (44 MW y 9 MW), pero los proyectos nunca se activaron.
Ciclos de fondo [ editar ]
En los ciclos combinados más exitosos, el ciclo de fondo para la energía es un ciclo Rankine de vapor convencional .
Ya es común en climas fríos (como Finlandia ) impulsar los sistemas de calefacción comunitarios a partir del calor del condensador de una planta de energía de vapor. Dichos 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 no son económicamente grandes. Las pequeñas diferencias de temperatura entre el vapor de condensación y el aire o el agua del 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 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 de vapor.
Ver también [ editar ]
- Ciclo de energía de Allam
- Ciclo de Cheng
- Gas y vapor combinados
- Costo de la electricidad por fuente
- Generador de vapor de recuperación de calor
- Turbogenerador refrigerado por hidrógeno
- Ciclo combinado de gasificación integrada
Referencias [ editar ]
- ^ a b "Tecnología HA ahora disponible con una eficiencia del 64 por ciento, la primera en la industria" (Comunicado de prensa). GE Power. 4 de diciembre de 2017.
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Lectura adicional [ editar ]
- Turbinas de vapor y gas e ingeniería de centrales eléctricas ISBN C039000000001, R Yadav., Sanjay., Rajay, Central Publishing House, Allahabad
- Termodinámica aplicada ISBN 9788185444031 , R Yadav., Sanjay., Rajay, Central Publishing House, Allahabad.
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- Sanjay, Y; Singh, Onkar; Prasad, BN (diciembre de 2007). "Análisis de energía y exergía del ciclo combinado gas-vapor de recalentamiento enfriado por vapor". Ingeniería Térmica Aplicada . 27 (17-18): 2779-2790. doi : 10.1016 / j.applthermaleng.2007.03.011 .
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