Usina de ciclo combinado -Combined cycle power plant

Gateway Generating Station , uma estação de energia a gás natural de ciclo combinado de 530 megawatts na Califórnia.

Uma usina de ciclo combinado é um conjunto de motores térmicos que trabalham em conjunto a partir de uma mesma fonte de calor, convertendo-a em energia mecânica . Em terra, quando usado para produzir eletricidade , o tipo mais comum é chamado de usina de turbina a gás de ciclo combinado ( CCGT ). O mesmo princípio também é usado para a propulsão marítima, onde é chamada de planta combinada de gás e vapor (COGAS). A combinação de dois ou mais ciclos termodinâmicos melhora a eficiência geral, o que reduz os custos de combustível.

O princípio é que depois de completar seu ciclo no primeiro motor, o fluido de trabalho (o escapamento) ainda está quente o suficiente para que um segundo motor térmico subsequente possa extrair energia do calor no escapamento. Normalmente, o calor passa por um trocador de calor para que os dois motores possam usar fluidos de trabalho diferentes.

Ao gerar energia a partir de vários fluxos de trabalho, a eficiência geral do sistema pode ser aumentada em 50 a 60%. Ou seja, de uma eficiência geral de, digamos, 34% (para um ciclo simples), até 64% (para um ciclo combinado). Isso é mais de 84% da eficiência teórica de um ciclo de Carnot . As máquinas térmicas podem usar apenas parte da energia de seu combustível, portanto, em uma máquina térmica de ciclo não combinado, o calor restante (ou seja, gás de exaustão quente) da combustão é desperdiçado.

Ciclos históricos

Os ciclos combinados historicamente bem-sucedidos usaram turbinas de vapor de mercúrio , geradores magnetohidrodinâmicos e células de combustível de carbonato fundido , com plantas a vapor para o ciclo "fundo" de baixa temperatura. Ciclos de fundo de temperatura muito baixa têm sido muito caros devido aos tamanhos muito grandes de equipamentos necessários para lidar com grandes fluxos de massa e pequenas diferenças de temperatura. No entanto, em climas frios, é comum vender água quente de usinas de energia para água quente e aquecimento ambiente. A tubulação isolada a vácuo pode permitir que este utilitário alcance até 90 km. A abordagem é chamada de " calor e energia combinados " (CHP).

Em usinas estacionárias e marítimas, um ciclo combinado amplamente utilizado possui uma grande turbina a gás (operando pelo ciclo Brayton ). A exaustão quente da turbina alimenta uma usina a vapor (operando pelo ciclo Rankine ). Esta é uma usina de turbina a gás de ciclo combinado (CCGT). Estes atingem a melhor eficiência térmica real (veja abaixo) de cerca de 64% na operação de carga básica. Em contraste, uma usina a vapor de ciclo único é limitada a eficiências de 35 a 42%. Muitas novas usinas utilizam CCGTs. As CCGTs estacionárias queimam gás natural ou gás de síntese a partir do carvão . Navios queimam óleo combustível .

Turbinas de múltiplos estágios ou ciclos a vapor também podem ser usados, mas as plantas CCGT têm vantagens tanto para geração de eletricidade quanto para energia marítima. O ciclo da turbina a gás geralmente pode começar muito rapidamente, o que fornece energia imediata. Isso evita a necessidade de separar plantas de pico caras ou permite que um navio manobre. Com o tempo, o ciclo de vapor secundário vai aquecer, melhorando a eficiência do combustível e fornecendo mais potência.

Em novembro de 2013, o Instituto Fraunhofer para Sistemas de Energia Solar ISE avaliou o custo nivelado de energia para usinas de energia recém-construídas no setor elétrico alemão . Atribuíram custos entre 78 e 100 €/MWh para centrais CCGT alimentadas a gás natural. Além disso, os custos de capital da energia de ciclo combinado são relativamente baixos, em torno de US$ 1.000/kW, tornando-o um dos tipos de geração mais baratos para instalar.

Ciclo combinado básico

Ciclos de topo e fundo

O ciclo termodinâmico do ciclo combinado básico consiste em dois ciclos da usina. Um é o ciclo Joule ou Brayton, que é um ciclo de turbina a gás e o outro é o ciclo Rankine, que é um ciclo de turbina a vapor . O ciclo 1-2-3-4-1, que é o ciclo da usina de turbina a gás , é o ciclo de topo. Ele descreve o processo de transferência de calor e trabalho ocorrendo na região de alta temperatura.

O ciclo abcdefa que é o ciclo de vapor Rankine ocorre a baixa temperatura e é conhecido como ciclo de fundo. A transferência de energia térmica dos gases de escape de alta temperatura para a água e o vapor ocorre por uma caldeira de recuperação de calor residual no ciclo de fundo. Durante o processo de pressão constante 4-1, os gases de exaustão na turbina a gás rejeitam calor. A água de alimentação, o vapor úmido e superaquecido absorvem parte desse calor no processo ab, bc e cd.

Geradores de vapor

Transferência de calor de gases quentes para água e vapor

A usina a vapor obtém seu calor de entrada dos gases de exaustão de alta temperatura da usina de turbina a gás . O vapor gerado assim pode ser usado para acionar turbinas a vapor . A Caldeira de Recuperação de Calor Resíduo (WHRB) possui 3 seções: Economizador, evaporador e superaquecedor.

Ciclo Cheng

O ciclo Cheng é uma forma simplificada de ciclo combinado onde a turbina a vapor é eliminada pela injeção de vapor diretamente na turbina de combustão. Isso tem sido usado desde meados da década de 1970 e permite a recuperação de calor residual com menos complexidade total, mas com a perda de energia adicional e redundância de um verdadeiro sistema de ciclo combinado. Não possui turbina a vapor ou gerador adicional e, portanto, não pode usá-lo como energia de backup ou suplementar. É nomeado após o professor americano DY Cheng, que patenteou o design em 1976.

Princípios de design

Explicação do layout e princípio de um gerador de energia de ciclo combinado.
Princípio de funcionamento de uma usina de ciclo combinado (Legenda: 1-Geradores elétricos, 2-turbina a vapor, 3-condensador, 4-bomba, 5-caldeira/trocador de calor, 6-turbina a gás)

A eficiência de uma máquina térmica, a fração da energia térmica de entrada que pode ser convertida em trabalho útil, é limitada pela diferença de temperatura entre o calor que entra no motor e o calor de exaustão que sai do motor.

Em uma usina termelétrica , a água é o meio de trabalho. O vapor de alta pressão requer componentes fortes e volumosos. Altas temperaturas exigem ligas caras feitas de níquel ou cobalto , em vez de aço barato . Essas ligas limitam as temperaturas práticas do vapor a 655 °C, enquanto a temperatura mais baixa de uma planta de vapor é fixada pela temperatura da água de resfriamento. Com esses limites, uma planta a vapor tem uma eficiência superior fixa de 35 a 42%.

Um ciclo de turbina a gás de circuito aberto tem um compressor , um combustor e uma turbina . Para turbinas a gás, a quantidade de metal que deve suportar as altas temperaturas e pressões é pequena, e quantidades menores de materiais caros podem ser usadas. Neste tipo de ciclo, a temperatura de entrada da turbina (temperatura de queima) é relativamente alta (900 a 1.400 °C). A temperatura de saída do gás de combustão também é alta (450 a 650 °C). Isso é, portanto, alto o suficiente para fornecer calor para um segundo ciclo que usa vapor como fluido de trabalho (um ciclo Rankine ).

Em uma usina de ciclo combinado, o calor da exaustão da turbina a gás é usado para gerar vapor passando-o por um gerador de vapor de recuperação de calor (HRSG) com uma temperatura de vapor vivo entre 420 e 580 °C. O condensador do ciclo Rankine é geralmente resfriado pela água de um lago, rio, mar ou torres de resfriamento . Esta temperatura pode ser tão baixa quanto 15 ° C.

Tamanho típico

O tamanho da planta é importante no custo da planta. Os tamanhos maiores de plantas se beneficiam de economias de escala (menor custo inicial por quilowatt) e maior eficiência.

Para geração de energia em larga escala, um conjunto típico seria uma turbina a gás primária de 270 MW acoplada a uma turbina a vapor secundária de 130 MW, dando uma potência total de 400 MW. Uma estação de energia típica pode consistir de 1 a 6 desses conjuntos.

As turbinas a gás para geração de energia em larga escala são fabricadas por pelo menos quatro grupos distintos – General Electric, Siemens, Mitsubishi-Hitachi e Ansaldo Energia. Esses grupos também estão desenvolvendo, testando e/ou comercializando turbinas a gás com tamanhos superiores a 300 MW (para aplicações de 60 Hz) e 400 MW (para aplicações de 50 Hz). As unidades de ciclo combinado são compostas por uma ou mais turbinas a gás, cada uma com um gerador de vapor de calor residual disposto para fornecer vapor a uma ou várias turbinas a vapor, formando assim um bloco ou unidade de ciclo combinado. Os tamanhos de blocos de ciclo combinados oferecidos por três grandes fabricantes (Alstom, General Electric e Siemens) podem variar de 50 MW a bem mais de 1.300 MW, com custos próximos a US$ 670/kW.

Caldeira não queimada

A caldeira de recuperação de calor é o item 5 na figura COGAS mostrada acima. A exaustão da turbina a gás quente entra no superaquecedor , depois passa pelo evaporador e finalmente pela seção do economizador à medida que sai da caldeira . A água de alimentação entra pelo economizador e sai depois de atingir a temperatura de saturação no circuito de água ou vapor. Finalmente, flui através do evaporador e superaquecedor. Se a temperatura dos gases que entram na caldeira de recuperação de calor for mais alta, a temperatura dos gases de saída também será alta.

Caldeira de dupla pressão

Planta de turbina a vapor com caldeira de recuperação de calor de dupla pressão
Troca de calor em caldeira de recuperação de calor de dupla pressão

Para remover a quantidade máxima de calor dos gases que saem do ciclo de alta temperatura, uma caldeira de pressão dupla é frequentemente empregada. Tem dois tambores de água / vapor . O tambor de baixa pressão é conectado ao economizador ou evaporador de baixa pressão. O vapor de baixa pressão é gerado na zona de baixa temperatura dos gases de escape da turbina. O vapor de baixa pressão é fornecido à turbina de baixa temperatura. Um super aquecedor pode ser fornecido no circuito de baixa pressão.

Parte da água de alimentação da zona de baixa pressão é transferida para o economizador de alta pressão por uma bomba de reforço . Este economizador aquece a água até a sua temperatura de saturação . Esta água saturada passa pela zona de alta temperatura da caldeira e é fornecida à turbina de alta pressão .

Disparo suplementar

O HRSG pode ser projetado para queimar combustível suplementar após a turbina a gás. Queimadores suplementares também são chamados de queimadores de dutos . A queima do duto é possível porque o gás de exaustão da turbina (gás de combustão) ainda contém algum oxigênio . Os limites de temperatura na entrada da turbina a gás forçam a turbina a usar excesso de ar, acima da razão estequiométrica ótima para queimar o combustível. Muitas vezes, em projetos de turbinas a gás, parte do fluxo de ar comprimido desvia do queimador para resfriar as pás da turbina. A exaustão da turbina já está quente, portanto, um pré-aquecedor de ar regenerativo não é necessário como em uma usina de vapor convencional. No entanto, um ventilador de ar fresco soprando diretamente no duto permite que uma planta de vapor de queima de duto funcione mesmo quando a turbina a gás não pode.

Sem queima suplementar, a eficiência térmica de uma usina de ciclo combinado é maior. Mas as operações mais flexíveis da planta tornam um CCGT marítimo mais seguro, permitindo que um navio opere com falhas de equipamento. Uma planta estacionária flexível pode ganhar mais dinheiro. A queima do duto aumenta a temperatura da chaminé, o que aumenta a quantidade ou temperatura do vapor (por exemplo, para 84 bar, 525 graus Celsius). Isso melhora a eficiência do ciclo de vapor. A queima suplementar permite que a planta responda às flutuações de carga elétrica, porque os queimadores de duto podem ter uma eficiência muito boa com cargas parciais. Pode permitir uma maior produção de vapor para compensar a falha de outra unidade. Além disso, o carvão pode ser queimado no gerador de vapor como combustível suplementar econômico.

A queima suplementar pode aumentar as temperaturas de exaustão de 600 °C (exaustão GT) para 800 ou até 1000 °C. O disparo suplementar não aumenta a eficiência da maioria dos ciclos combinados. Para caldeiras individuais, pode aumentar a eficiência se for queimado para 700–750 °C; no entanto, para múltiplas caldeiras, a flexibilidade da planta deve ser a principal atração.

"Queima suplementar máxima" é a condição em que o combustível máximo é acionado com o oxigênio disponível na exaustão da turbina a gás.

Combustível para usinas de ciclo combinado

Usinas de ciclo combinado são geralmente movidas a gás natural , embora óleo combustível , gás de síntese ou outros combustíveis possam ser usados. O combustível suplementar pode ser gás natural, óleo combustível ou carvão. Os biocombustíveis também podem ser usados. As centrais de energia solar de ciclo combinado combinam a energia colhida da radiação solar com outro combustível para reduzir os custos de combustível e o impacto ambiental (Ver: secção ISCC ). Muitas usinas nucleares de próxima geração podem usar a faixa de temperatura mais alta de um ciclo superior de Brayton, bem como o aumento da eficiência térmica oferecido por um ciclo de fundo Rankine.

Onde a extensão de um gasoduto é impraticável ou não pode ser economicamente justificável, as necessidades de eletricidade em áreas remotas podem ser atendidas com usinas de ciclo combinado de pequena escala usando combustíveis renováveis. Em vez de gás natural, estes gaseificam e queimam resíduos agrícolas e florestais, que muitas vezes estão prontamente disponíveis nas áreas rurais.

Gerenciando combustíveis de baixo grau em turbinas

As turbinas a gás queimam principalmente gás natural e óleo leve. Petróleo bruto, residual e alguns destilados contêm componentes corrosivos e, como tal, requerem equipamento de tratamento de combustível. Além disso, os depósitos de cinzas desses combustíveis resultam em reduções de potência das turbinas a gás de até 15%. No entanto, eles ainda podem ser combustíveis economicamente atraentes, principalmente em usinas de ciclo combinado.

O sódio e o potássio são removidos dos destilados residuais, brutos e pesados ​​por um procedimento de lavagem com água. Um sistema de purificação mais simples e menos dispendioso fará o mesmo trabalho para petróleo leve e destilados leves. Um sistema de aditivo de magnésio também pode ser necessário para reduzir os efeitos corrosivos se o vanádio estiver presente. Os combustíveis que requerem tal tratamento devem ter uma estação de tratamento de combustível separada e um sistema de monitoramento de combustível preciso para garantir uma operação confiável e de baixa manutenção das turbinas a gás.

Configuração

Os sistemas de ciclo combinado podem ter configurações de eixo único ou de vários eixos. Além disso, existem várias configurações de sistemas de vapor.

Os ciclos de geração de energia com maior eficiência de combustível usam um gerador de vapor de recuperação de calor não queimado (HRSG) com componentes modulares pré-projetados. Esses ciclos de vapor não queimados também são os mais baixos em custo inicial e geralmente fazem parte de um sistema de eixo único que é instalado como uma unidade.

Os sistemas de ciclo combinado de acionamento suplementar e multieixo são geralmente selecionados para combustíveis, aplicações ou situações específicas. Por exemplo, os sistemas de ciclo combinado de cogeração às vezes precisam de mais calor ou temperaturas mais altas, e a eletricidade é uma prioridade mais baixa. Os sistemas multieixo com queima suplementar podem fornecer uma faixa mais ampla de temperaturas ou calor à energia elétrica. Os sistemas que queimam combustíveis de baixa qualidade, como carvão marrom ou turfa, podem usar turbinas de hélio de ciclo fechado relativamente caras como o ciclo de cobertura para evitar processamento e gaseificação de combustível ainda mais caros que seriam necessários para uma turbina a gás convencional.

Um sistema de eixo único típico tem uma turbina a gás, uma turbina a vapor, um gerador e um gerador de vapor de recuperação de calor (HRSG). A turbina a gás e a turbina a vapor são acopladas em conjunto a um único gerador elétrico em um único eixo. Este arranjo é mais simples de operar, menor, com menor custo inicial.

Arranjos de eixo único podem ter menos flexibilidade e confiabilidade do que sistemas de eixo múltiplo. Com alguma despesa, existem maneiras de adicionar flexibilidade operacional: Na maioria das vezes, o operador deseja operar a turbina a gás como uma planta de pico. Nessas usinas, o eixo da turbina a vapor pode ser desconectado com uma embreagem synchro-self-shifting (SSS), para partida ou para operação de ciclo simples da turbina a gás. Outro conjunto de opções menos comum permite mais calor ou operação independente da turbina a vapor para aumentar a confiabilidade: queima do duto, talvez com um soprador de ar fresco no duto e uma embreagem no lado da turbina a gás do eixo.

Um sistema de vários eixos geralmente possui apenas um sistema de vapor para até três turbinas a gás. Ter apenas uma grande turbina a vapor e dissipador de calor tem economias de escala e pode ter operações e manutenção de menor custo. Uma turbina a vapor maior também pode usar pressões mais altas, para um ciclo de vapor mais eficiente. No entanto, um sistema multi-eixos é cerca de 5% maior no custo inicial.

O tamanho geral da planta e o número associado de turbinas a gás necessárias também podem determinar qual tipo de planta é mais econômica. Uma coleção de usinas de ciclo combinado de eixo único pode ser mais cara para operar e manter, porque há mais equipamentos. No entanto, pode economizar custos de juros, permitindo que uma empresa aumente a capacidade da planta conforme necessário.

Ciclos de vapor de reaquecimento de múltiplas pressões são aplicados a sistemas de ciclo combinado com turbinas a gás com temperaturas de gases de escape próximas a 600 °C. Ciclos de vapor sem reaquecimento de pressão única e múltipla são aplicados a sistemas de ciclo combinado com turbinas a gás que possuem temperaturas de gás de exaustão de 540 °C ou menos. A seleção do ciclo de vapor para uma aplicação específica é determinada por uma avaliação econômica que considera o custo de instalação de uma planta, custo e qualidade do combustível, ciclo de trabalho e os custos de interesse, riscos de negócios e operações e manutenção.

Eficiência

Combinando ciclos de gás e vapor, altas temperaturas de entrada e baixas temperaturas de saída podem ser alcançadas. A eficiência dos ciclos se somam, pois são alimentados pela mesma fonte de combustível. Assim, uma planta de ciclo combinado possui um ciclo termodinâmico que opera entre a alta temperatura de queima da turbina a gás e a temperatura de calor residual dos condensadores do ciclo a vapor. Esta grande faixa significa que a eficiência de Carnot do ciclo é alta. A eficiência real, embora menor do que a eficiência de Carnot, ainda é maior do que a de qualquer planta por conta própria.

A eficiência elétrica de uma usina de ciclo combinado, se calculada como energia elétrica produzida em porcentagem do poder calorífico inferior do combustível consumido, pode ser superior a 60% quando operando nova, ou seja, não envelhecida, e em potência contínua, que são condições ideais. Assim como as unidades térmicas de ciclo único, as unidades de ciclo combinado também podem fornecer energia térmica de baixa temperatura para processos industriais, aquecimento urbano e outros usos. Isso é chamado de cogeração e essas usinas de energia são frequentemente chamadas de usinas combinadas de calor e energia (CHP).

Em geral, as eficiências de ciclo combinado em serviço são superiores a 50% em um valor de aquecimento inferior e base de produção bruta. A maioria das unidades de ciclo combinado, especialmente as unidades maiores, têm eficiências de pico em estado estacionário na base de LHV de 55 a 59%.

Valor de aquecimento do combustível

A eficiência do motor térmico pode ser baseada no Valor de Aquecimento Superior (HHV) do combustível, incluindo o calor latente de vaporização que seria recuperado nas caldeiras de condensação , ou no Valor de Aquecimento Inferior (LHV), excluindo-o. O HHV do metano é de 55,50 MJ/kg (129.100 BTU/lb), comparado a um LHV de 50,00 MJ/kg (116.300 BTU/lb): um aumento de 11%.

Aumentando a eficiência

A eficiência da turbina é aumentada quando a combustão pode ficar mais quente, de modo que o fluido de trabalho se expande mais. Portanto, a eficiência é limitada se o primeiro estágio das pás da turbina pode sobreviver a temperaturas mais altas. A pesquisa de resfriamento e materiais continua. Uma técnica comum, adotada em aeronaves, é pressurizar as pás das turbinas de estágio quente com refrigerante. Isso também é sangrado de maneiras proprietárias para melhorar as eficiências aerodinâmicas das pás da turbina. Diferentes fornecedores experimentaram diferentes refrigerantes. O ar é comum, mas o vapor é cada vez mais usado. Alguns fornecedores podem agora utilizar pás de turbina de cristal único na seção quente, uma técnica já comum em motores de aeronaves militares.

A eficiência do CCGT e do GT também pode ser aumentada pelo pré-resfriamento do ar de combustão. Isso aumenta sua densidade, aumentando também a taxa de expansão da turbina. Isso é praticado em climas quentes e também tem o efeito de aumentar a potência. Isso é obtido pelo resfriamento evaporativo da água usando uma matriz úmida colocada na entrada da turbina ou usando o ar condicionado com armazenamento de gelo . Este último tem a vantagem de maiores melhorias devido às temperaturas mais baixas disponíveis. Além disso, o armazenamento de gelo pode ser usado como um meio de controle de carga ou deslocamento de carga, uma vez que o gelo pode ser produzido durante períodos de baixa demanda de energia e, potencialmente, no futuro, a alta disponibilidade prevista de outros recursos, como energias renováveis, durante determinados períodos.

A tecnologia de combustão é uma área de pesquisa proprietária, mas muito ativa, porque combustíveis, gaseificação e carburação afetam a eficiência do combustível. Um foco típico é combinar simulações de computador aerodinâmicas e químicas para encontrar projetos de combustores que assegurem a queima completa do combustível, minimizando a poluição e a diluição dos gases quentes de exaustão. Alguns combustores injetam outros materiais, como ar ou vapor, para reduzir a poluição, reduzindo a formação de nitratos e ozônio.

Outra área ativa de pesquisa é o gerador de vapor para o ciclo Rankine. Usinas típicas já utilizam uma turbina a vapor de dois estágios, reaquecendo o vapor entre os dois estágios. Quando a condutividade térmica dos trocadores de calor pode ser melhorada, a eficiência melhora. Como nos reatores nucleares, os tubos podem ser feitos mais finos (por exemplo, de aço mais forte ou mais resistente à corrosão). Outra abordagem pode usar sanduíches de carboneto de silício, que não corroem.

Há também algum desenvolvimento de ciclos de Rankine modificados. Duas áreas promissoras são misturas de amônia/água e turbinas que utilizam dióxido de carbono supercrítico.

As plantas CCGT modernas também precisam de software que seja ajustado com precisão para cada escolha de combustível, equipamento, temperatura, umidade e pressão. Quando uma planta é melhorada, o software se torna um alvo móvel. O software CCGT também é caro para testar, porque o tempo real é limitado nos protótipos multimilionários das novas plantas CCGT. O teste geralmente simula combustíveis e condições incomuns, mas valida as simulações com pontos de dados selecionados medidos em equipamentos reais.

Concorrência

Existe uma competição ativa para alcançar eficiências mais altas. A pesquisa visando a temperatura de entrada da turbina de 1.370 °C (2.500 °F) levou a ciclos combinados ainda mais eficientes.

Quase 60% de eficiência de LHV (54% de eficiência de HHV) foi alcançada na usina de Baglan Bay , usando uma turbina a gás de tecnologia GE H com uma caldeira de reaquecimento de pressão NEM 3, usando vapor do gerador de vapor de recuperação de calor (HRSG) para resfriar o lâminas de turbina.

Em maio de 2011, a Siemens AG anunciou que havia alcançado uma eficiência de 60,75% com uma turbina a gás SGT5-8000H de 578 megawatts na Usina Elétrica de Irsching .

Espera -se que a usina de energia 405 MW 7HA da Chubu Electric em Nishi-ku, Nagoya, tenha 62% de eficiência bruta de ciclo combinado.

Em 28 de abril de 2016, a usina operada pela Électricité de France em Bouchain foi certificada pelo Guinness World Records como a usina de ciclo combinado mais eficiente do mundo com 62,22%. Ele usa um General Electric 9HA, que alegou 41,5% de eficiência em ciclo simples e 61,4% em modo de ciclo combinado, com uma potência de turbina a gás de 397 MW a 470 MW e uma potência combinada de 592 MW a 701 MW. Sua temperatura de queima está entre 2.600 e 2.900 ° F (1.430 e 1.590 ° C), sua relação de pressão geral é de 21,8 para 1.

Em dezembro de 2016, a Mitsubishi reivindicou uma eficiência de LHV superior a 63% para alguns membros de suas turbinas da Série J.

Em dezembro de 2017, a GE reivindicou 64% em sua última planta de 826 MW HA, acima dos 63,7%. Eles disseram que isso se deve aos avanços na fabricação aditiva e na combustão. Seu comunicado de imprensa disse que planejavam atingir 65% até o início de 2020.

Ciclo de geração de energia integrada a gás natural e gás de síntese (hidrogênio)

Um   ciclo de geração de energia e gás de síntese integrado a gás natural ( hidrogênio ) utiliza ciclos de turbina a gás semi-fechados (às vezes chamados de fechados)   onde o combustível é queimado com oxigênio puro na presença do fluido de trabalho do ciclo, que é uma mistura de produtos de combustão CO 2 e H2O ( vapor ).

O ciclo integrado implica que, antes da combustão, o metano (componente do gás natural primário) seja misturado com o fluido de trabalho e convertido em gás de síntese (mistura de H 2 e CO) em um reator catalítico adiabático (sem fornecimento de calor indireto) usando calor sensível de o fluido de trabalho a quente que sai, no caso mais simples, da saída da turbina a gás . A maior parte do gás de síntese produzido (cerca de 75%) é direcionada para a câmara de combustão do ciclo da turbina a gás para gerar energia, mas outra parte do gás de síntese (cerca de 25%) é retirada do ciclo de geração de energia como hidrogênio , monóxido de carbono , ou sua mistura para produzir produtos químicos, fertilizantes , combustíveis sintéticos , etc. O benefício termodinâmico devido a esta modificação é comprovado pela análise exergética . Existem inúmeras opções tecnológicas para separar o gás de síntese do fluido de trabalho e retirá-lo do ciclo (por exemplo, condensação de vapores e remoção de líquidos, remoção de gases e vapores por membrana e separação por adsorção por oscilação de pressão , tratamento de gás de amina e desidratação de glicol ).

Todas as vantagens ambientais dos ciclos de turbina a gás semi-fechados quanto à ausência de NO x e à liberação de CO 2 não diluído (em N 2 ) nos gases de combustão permanecem as mesmas. Um efeito de integração torna-se aparente com o seguinte esclarecimento. Atribuindo à eficiência da produção de gás de síntese no ciclo integrado um valor igual à eficiência de produção de gás de síntese regular por meio da reforma a vapor de metano (alguma parte do metano é queimada para impulsionar a reforma endotérmica), a eficiência de geração de energia líquida (com a contabilização da eletricidade consumida necessária para separar o ar ) pode atingir níveis superiores a 60% a uma temperatura máxima no ciclo (na entrada da turbina a gás) de cerca de 1300 °C.

O ciclo integrado de gás natural com reator catalítico adiabático foi proposto pela primeira vez no Departamento de Química da Universidade Estadual de Moscou Lomonosov (Rússia) no grupo Prof. M. Safonov (final) por M. Safonov, M. Granovskii e S. Pozharskii em 1993.

Ciclo combinado de gaseificação integrada (IGCC)

Um ciclo combinado de gaseificação integrada , ou IGCC, é uma usina de energia usando gás de síntese ( syngas ). Syngas pode ser produzido a partir de várias fontes, incluindo carvão e biomassa. O sistema utiliza turbinas a gás e a vapor, a turbina a vapor operando a partir do calor que sobra da turbina a gás. Este processo pode elevar a eficiência de geração de eletricidade para cerca de 50%.

Ciclo combinado solar integrado (ISCC)

Um Ciclo Combinado Solar Integrado ( ISCC ) é uma tecnologia híbrida na qual um campo solar térmico é integrado dentro de uma usina de ciclo combinado. Nas usinas do ISCC, a energia solar é utilizada como fonte auxiliar de calor, dando suporte ao ciclo do vapor, o que resulta no aumento da capacidade de geração ou na redução do uso de combustíveis fósseis.

Os benefícios termodinâmicos são que as perdas diárias de inicialização da turbina a vapor são eliminadas.

Os principais fatores que limitam a saída de carga de uma usina de ciclo combinado são os transientes de pressão e temperatura permitidos da turbina a vapor e os tempos de espera do gerador de vapor de recuperação de calor para estabelecer as condições químicas de vapor necessárias e os tempos de aquecimento para o equilíbrio da usina e os principais sistema de canalização. Essas limitações também influenciam a capacidade de partida rápida da turbina a gás, exigindo tempos de espera. E as turbinas a gás em espera consomem gás. A componente solar, se a planta for iniciada após a luz do sol, ou antes, se houver armazenamento de calor, permite o pré-aquecimento do vapor para as condições exigidas. Ou seja, a planta é acionada mais rapidamente e com menor consumo de gás antes de atingir as condições de operação. Os benefícios econômicos são que os custos dos componentes solares são de 25% a 75% daqueles de uma planta de Sistemas Geradores de Energia Solar da mesma superfície de coletor.

O primeiro sistema desse tipo a entrar em operação foi a usina de ciclo combinado Archimede , na Itália , em 2010, seguida pelo Martin Next Generation Solar Energy Center , na Flórida , e em 2011 pela usina de energia Kuraymat ISCC no Egito , usina de Yazd no Irã , Hassi R. 'mel na Argélia , Ain Beni Mathar em Marrocos . Na Austrália, Kogan Creek , da CS Energy, e Liddell Power Station , da Macquarie Generation, iniciaram a construção de uma seção de reforço solar Fresnel (44 MW e 9 MW), mas os projetos nunca se tornaram ativos.

Ciclos de fundo

Nos ciclos combinados mais bem-sucedidos, o ciclo de fundo para energia é um ciclo Rankine a vapor convencional .

Já é comum em climas frios (como a Finlândia ) acionar sistemas de aquecimento comunitários a partir do calor do condensador de uma usina a vapor. Tais sistemas de cogeração podem produzir eficiências teóricas acima de 95%.

Ciclos de fundo produzindo eletricidade a partir da exaustão de calor do condensador de vapor são teoricamente possíveis, mas as turbinas convencionais não são economicamente grandes. As pequenas diferenças de temperatura entre o vapor de condensação e o ar externo ou a água exigem movimentos muito grandes de massa para acionar as turbinas.

Embora não reduzido à prática, um vórtice de ar pode concentrar os fluxos de massa para um ciclo de fundo. Estudos teóricos do motor Vortex mostram que, se construído em escala, é um ciclo econômico de fundo para uma grande usina a vapor de ciclo Rankine.

Veja também

Referências

Leitura adicional

  • Turbinas a vapor e gás e engenharia de usinas de energia ISBN C039000000001, R Yadav., Sanjay., Rajay, Central Publishing House, Allahabad
  • Termodinâmica Aplicada ISBN  9788185444031 , R Yadav., Sanjay., Rajay, Central Publishing House, Allahabad.
  • Sanjay; Singh, Onkar; Prasad, BN (2003). "Avaliação termodinâmica do ciclo combinado avançado usando a mais recente turbina a gás". Volume 3: Turbo Expo 2003 . pp. 95-101. doi : 10.1115/GT2003-38096 . ISBN 0-7918-3686-X.
  • Sanjay, Y; Singh, Onkar; Prasad, BN (dezembro de 2007). "Análise de energia e exergia do ciclo combinado gás-vapor de reaquecimento refrigerado a vapor". Engenharia Térmica Aplicada . 27 (17–18): 2779–2790. doi : 10.1016/j.applthermaleng.2007.03.011 .

links externos