Central eléctrica de ciclo combinado

Una central eléctrica de ciclo combinado es un conjunto de máquinas térmicas que trabajan en tándem a partir de la misma fuente de calor, convirtiéndola en energía mecánica . En tierra, cuando se utiliza para generar electricidad, el tipo más común es la central de turbina de gas de ciclo combinado ( CCGT ), que es un tipo de central eléctrica alimentada con gas . El mismo principio se utiliza también para la propulsión marina, donde se denomina central de gas y vapor combinados (COGAS). La combinación de dos o más ciclos termodinámicos mejora la eficiencia general, lo que reduce los costos de combustible.

El principio se basa en que, tras completar su ciclo en el primer motor (generalmente una turbina de gas), el fluido de trabajo (los gases de escape) aún conserva la temperatura suficiente para que un segundo motor térmico pueda extraer energía de dichos gases. Normalmente, el calor se transfiere a través de un intercambiador de calor, de modo que ambos motores puedan utilizar fluidos de trabajo diferentes.

Al generar energía a partir de múltiples flujos de trabajo, la eficiencia general puede incrementarse entre un 50 % y un 60 %. Es decir, de una eficiencia general del 43 % para un ciclo simple con la turbina en funcionamiento únicamente, hasta un 64 % neto con el ciclo combinado completo en funcionamiento. ^{[ 1 ]}

También se pueden utilizar ciclos de turbina o vapor multietapa, pero las centrales de ciclo combinado de gas (CCGT) ofrecen ventajas tanto para la generación de electricidad como para la energía marina. El ciclo de turbina de gas suele arrancar con mucha rapidez, lo que proporciona energía inmediata. Esto evita la necesidad de centrales de respaldo costosas y permite que el buque maniobre con mayor facilidad. Con el tiempo, el ciclo de vapor secundario se calienta, mejorando la eficiencia del combustible y proporcionando energía adicional.

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 . Los costes oscilaron entre 78 y 100 €/MWh para las centrales de ciclo combinado alimentadas con gas natural. ^{[ 2 ]} Además, el coste de capital de la energía de ciclo combinado es relativamente bajo, alrededor de 1000 $/kW, lo que la convierte en uno de los tipos de generación más baratos de instalar. ^{[ 3 ] [ 4 ]}

Históricamente, los ciclos combinados exitosos han utilizado turbinas de vapor de mercurio , generadores magnetohidrodinámicos y pilas de combustible de carbonato fundido , con plantas de vapor para el ciclo inferior de baja temperatura . Los ciclos inferiores de muy baja temperatura han resultado demasiado costosos debido al gran tamaño de los equipos necesarios para manejar los grandes flujos de masa y las pequeñas diferencias de temperatura. Sin embargo, en climas fríos es común vender el agua caliente de las centrales eléctricas para agua caliente sanitaria y calefacción. Las tuberías con aislamiento al vacío permiten que este servicio alcance distancias de hasta 90 km.

En las centrales eléctricas fijas y marinas, un ciclo combinado ampliamente utilizado cuenta con una gran turbina de gas (que opera según el ciclo Brayton ). Los gases de escape calientes de la turbina alimentan una central eléctrica de vapor (que opera según el ciclo Rankine ). Esta es una central de turbina de gas de ciclo combinado ( CCGT ). Estas alcanzan una eficiencia térmica real de primera clase (que se indica más adelante) de alrededor del 64 % en operación de carga base. En contraste, una central eléctrica de vapor de ciclo simple está limitada a eficiencias de entre el 35 y el 42 %. Muchas centrales eléctricas nuevas utilizan CCGT. Las CCGT fijas queman gas natural o gas de síntesis a partir de carbón . Los barcos queman fueloil .

El ciclo termodinámico del ciclo combinado básico consta de dos ciclos de la central eléctrica. Uno es el ciclo Joule o Brayton , que es un ciclo de turbina de gas , y el otro es el ciclo Rankine , que es un ciclo de turbina de vapor . ^{[ 5 ]} El ciclo 1–2–3–4–1 , que es el ciclo de la central eléctrica de turbina de gas , es el ciclo superior . Describe el proceso de transferencia de calor y trabajo que tiene lugar en la región de alta temperatura.

El ciclo a–b–c–d–e–f–a , 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 tiene lugar 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 y el vapor húmedo y sobrecalentado absorben parte de este calor en los procesos a–b , b–c y c–d .

La central termoeléctrica obtiene su 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 accionar una turbina de vapor . La caldera de recuperación de calor residual (WHRB) tiene tres secciones: economizador, evaporador y sobrecalentador.

El ciclo Cheng es una forma simplificada de ciclo combinado en la que se elimina la turbina de vapor inyectando vapor directamente en la turbina de combustión. Este sistema se utiliza desde mediados de la década de 1970 y permite la recuperación del calor residual con menor complejidad, pero a costa de la pérdida de la potencia adicional y la redundancia de un verdadero sistema de ciclo combinado. No cuenta con turbina de vapor ni generador adicionales, por lo que no puede utilizarse como fuente de energía de respaldo o suplementaria. Recibe su nombre del profesor estadounidense D.Y. Cheng, quien patentó el diseño en 1976. ^{[ 6 ]}

La eficiencia de una máquina térmica, es decir, la fracción de la energía térmica de entrada que se puede convertir en trabajo útil, está limitada por la diferencia de temperatura entre el calor que entra en la máquina y el calor de escape que sale de ella.

En una central termoeléctrica , el agua es el fluido de trabajo. El vapor a alta presión requiere componentes robustos y voluminosos. Las altas temperaturas exigen aleaciones costosas de níquel o cobalto , en lugar de acero , que es más económico . Estas aleaciones limitan la temperatura práctica del vapor a 655 °C, mientras que la temperatura mínima de la central viene determinada por la temperatura del agua de refrigeración. Con estas limitaciones, la eficiencia máxima de una central termoeléctrica se sitúa entre el 35 % y el 42 %.

Un ciclo de turbina de gas de circuito abierto consta de un compresor , una cámara de combustión y una turbina . En las turbinas de gas, la cantidad de metal que debe soportar las altas temperaturas y presiones es pequeña, por lo que se pueden utilizar menores cantidades de materiales costosos. En este tipo de ciclo, la temperatura de entrada a la turbina (temperatura de combustión) es relativamente alta (de 900 a 1400 °C). La temperatura de salida de los gases de combustión también es alta (de 450 a 650 °C). Por lo tanto, es lo suficientemente alta como para proporcionar calor a un segundo ciclo que utiliza vapor como fluido de trabajo (un ciclo Rankine ).

En una central eléctrica de ciclo combinado, el calor de los gases de escape de la turbina de gas se utiliza para generar vapor, haciéndolo pasar por un generador de vapor de recuperación de calor (HRSG) con una temperatura de vapor vivo de entre 420 y 580 °C. El condensador del ciclo Rankine se suele enfriar con agua procedente de un lago, río, mar o torres de refrigeración . Esta temperatura puede llegar a ser tan baja como 15 °C.

El tamaño de la planta es un factor importante en el costo total. Las plantas de mayor tamaño se benefician de las economías de escala (menor costo inicial por unidad de potencia de salida) y de una mayor eficiencia.

Para la generación de energía a gran escala, un conjunto típico consistiría en una turbina de gas primaria de 270 MW acoplada a una turbina de vapor secundaria de 130 MW, lo que proporcionaría una potencia total de 400 MW. Una central eléctrica típica podría constar de entre uno y seis 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 desarrollan, prueban o comercializan turbinas de gas de más de 300 MW (para aplicaciones de 60 Hz) y 400 MW (para aplicaciones de 50 Hz). Las unidades de ciclo combinado se componen de una o más de estas turbinas de gas, cada una con un generador de vapor de recuperación de calor 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 que ofrecen tres fabricantes importantes (Alstom, General Electric y Siemens) pueden variar desde 50 MW hasta más de 1300 MW, con costes que se aproximan a los 670 $/kW. ^{[ 7 ]}

La caldera de recuperación de calor es el elemento 5 en la figura de COGAS que se muestra arriba. Los gases de escape calientes de la turbina de gas entran al sobrecalentador , luego pasan por el evaporador y, finalmente, por la sección del economizador al salir de la caldera . El agua de alimentación entra por el economizador y luego sale después de haber alcanzado la temperatura de saturación en el circuito de agua o vapor. Finalmente, fluye a través del evaporador y el sobrecalentador. Si la temperatura de los gases que entran a la caldera de recuperación de calor es más alta, entonces la temperatura de los gases que salen también es alta. ^{[ 5 ]}

Diseño de una planta de turbina de vapor con caldera de recuperación de calor de doble presión.

Intercambio de calor en caldera de recuperación de calor de doble presión

Para extraer la máxima cantidad de calor de los gases que salen del ciclo de alta temperatura, se suelen emplear calderas con dos tambores de agua / vapor . ^{[ 5 ]} 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. Este vapor se suministra a la turbina de baja temperatura. En el circuito de baja presión se puede incorporar un sobrecalentador.

Una parte del agua de alimentación procedente de la zona de baja presión se transfiere al economizador de alta presión mediante una bomba de refuerzo . Este economizador calienta el agua hasta su temperatura de saturación . Esta agua saturada pasa por la zona de alta temperatura de la caldera y se suministra a la turbina de alta presión .

El HRSG puede diseñarse para quemar combustible suplementario después de la turbina de gas. Los quemadores suplementarios también se denominan quemadores de conducto . La combustión en conducto es posible porque los gases de escape de la turbina (gases de combustión) aún contienen algo de oxígeno . Los límites de temperatura en la entrada de la turbina de gas obligan a esta a utilizar un exceso de aire, por encima de la relación estequiométrica óptima , para quemar el combustible. A menudo, en los diseños de turbinas de gas, parte del flujo de aire comprimido evita el quemador para enfriar los álabes 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 en el conducto permite que una planta de vapor con combustión en conducto funcione incluso cuando la turbina de gas no puede.

Sin combustión suplementaria, la eficiencia térmica de una central eléctrica de ciclo combinado es mayor. Sin embargo, una operación más flexible de la planta aumenta la seguridad de una central CCGT marina al permitir que el buque opere incluso con fallas en los equipos. Una planta estacionaria flexible puede generar mayores ingresos. La combustión en conductos eleva la temperatura de los gases de combustión, lo que incrementa 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 que la planta responda a las fluctuaciones de la carga eléctrica, ya que los quemadores de conductos pueden tener una eficiencia muy alta con cargas parciales. Esto puede permitir una mayor producción de vapor para compensar la falla de otra unidad. Además, el carbón puede quemarse en el generador de vapor como combustible suplementario económico.

La combustión suplementaria puede elevar la temperatura de los gases de escape de 600 °C (gases de turbina de gas) a 800 o incluso 1000 °C. Sin embargo, no aumenta la eficiencia de la mayoría de los ciclos combinados. En calderas individuales, puede incrementar la eficiencia si se calienta a 700-750 °C; en sistemas con varias calderas, la flexibilidad de la planta debería ser el principal atractivo.

La "combustión suplementaria máxima" es la condición en la que se quema la cantidad máxima de combustible con el oxígeno disponible en los gases de escape de la turbina de gas.

Las centrales de ciclo combinado suelen funcionar con gas natural , aunque también pueden utilizarse fueloil , gas de síntesis u otros combustibles. El combustible suplementario puede ser gas natural, fueloil o carbón. También se pueden utilizar biocombustibles . Las centrales de ciclo combinado solar integrado combinan la energía captada de la radiación solar con otro combustible para reducir los costes de combustible y el impacto ambiental (véase la sección ISCC ). Muchas centrales nucleares de nueva generación pueden aprovechar el rango de temperatura más elevado de un ciclo Brayton superior, así como el aumento de la eficiencia térmica que ofrece un ciclo Rankine inferior.

Cuando la extensión de un gasoducto resulta impracticable o no se justifica económicamente, las necesidades de electricidad en zonas remotas pueden cubrirse con pequeñas centrales de ciclo combinado que utilizan combustibles renovables. En lugar de gas natural, estas centrales gasifican y queman residuos agrícolas y forestales, que suelen estar fácilmente disponibles en las zonas rurales.

Las turbinas de gas queman principalmente gas natural y aceites ligeros como el diésel y el queroseno (por ejemplo, combustible para aviones ). El petróleo crudo, el fuelóleo pesado y los destilados de menor calidad contienen componentes corrosivos como el azufre y requieren equipos de tratamiento de combustible. Además, los petróleos crudos sin refinar, especialmente los aceites pesados ​​y ácidos, contienen metales y compuestos metálicos como el vanadio , que forman depósitos de ceniza al quemarse. La combinación de altas temperaturas, corrosión y ceniza puede reducir la potencia de las turbinas de gas hasta en un 15 %. Sin embargo, aún pueden ser combustibles económicamente atractivos, particularmente en centrales de ciclo combinado.

El sodio y el potasio se eliminan del combustible residual, el petróleo crudo y los destilados pesados ​​mediante un proceso de lavado con agua. Un sistema de purificación más sencillo y económico cumple la misma función para el crudo ligero y los destilados ligeros. También puede ser necesario un sistema de aditivos de magnesio para reducir los efectos corrosivos en caso de presencia de vanadio. Los combustibles que requieren este tratamiento deben contar con una planta de tratamiento independiente y un sistema de monitorización precisa para garantizar un funcionamiento fiable y de bajo mantenimiento de las turbinas de gas.

Xcel Energy construirá dos centrales eléctricas de gas natural en el medio oeste de Estados Unidos que podrán mezclar un 30 % de hidrógeno con el gas natural. ^{[ 8 ]} La central eléctrica de Intermountain se está adaptando para funcionar como una central eléctrica de gas natural/hidrógeno que también podrá funcionar con un 30 % de hidrógeno, y está previsto que funcione con hidrógeno puro para 2045. ^{[ 9 ]} Sin embargo, otros opinan que el hidrógeno bajo en carbono debería utilizarse para fines más difíciles de descarbonizar , como la fabricación de fertilizantes , por lo que podría no haber suficiente para la generación de electricidad. ^{[ 10 ]}

Los sistemas de ciclo combinado pueden tener configuraciones de un solo eje o de varios ejes. Además, existen diversas configuraciones de sistemas de vapor.

Los ciclos de generación de energía más eficientes en consumo de combustible utilizan un generador de vapor de recuperación de calor (HRSG) sin combustión, con componentes modulares prediseñados. Estos ciclos de vapor sin combustión también son los de menor costo inicial y, a menudo, forman parte de un sistema de eje único que se instala como una unidad.

Los sistemas de ciclo combinado con combustión suplementaria y de ejes múltiples suelen seleccionarse para combustibles, aplicaciones o situaciones específicas. Por ejemplo, los sistemas de cogeneración de ciclo combinado a veces requieren más calor o temperaturas más altas, y la electricidad tiene menor prioridad. Los sistemas de ejes múltiples con combustión suplementaria pueden proporcionar un rango más amplio de temperaturas o calor para la generación de energía eléctrica. Los sistemas que queman combustibles de baja calidad, como el lignito o la turba, podrían utilizar turbinas de helio de ciclo cerrado, relativamente costosas, como ciclo superior para evitar el procesamiento y la gasificación del combustible, aún más costosos, que requeriría una turbina de gas convencional.

Un sistema típico de un solo eje consta de una turbina de gas, una turbina de vapor, un generador y un generador de vapor de recuperación de calor (HRSG). Tanto la turbina de gas como la de vapor están acopladas en tándem a un único generador eléctrico en un solo eje. Esta configuración es más sencilla de operar, compacta y tiene un menor costo de puesta en marcha.

Los sistemas de un solo eje pueden tener menos flexibilidad y fiabilidad que los sistemas de múltiples ejes. Con cierto coste, existen maneras de aumentar la flexibilidad operativa: lo más frecuente es que el operador desee operar la turbina de gas como planta de punta. En estas plantas, el eje de la turbina de vapor puede desconectarse con un embrague síncrono de autodesplazamiento (SSS), ^{[ 11 ]} para el arranque o para la operación de ciclo simple de la turbina de gas. Otro conjunto de opciones menos comunes permite un mayor calor o la operación independiente de la turbina de vapor para aumentar la fiabilidad: combustión en conducto, 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 cuenta con un único sistema de vapor para hasta tres turbinas de gas. Disponer de una sola turbina de vapor grande y un disipador de calor permite economías de escala y reduce los costos de operación y mantenimiento. Una turbina de vapor de mayor tamaño también puede utilizar presiones más altas, lo que resulta en un ciclo de vapor más eficiente. Sin embargo, un sistema de ejes múltiples tiene un costo inicial aproximadamente un 5 % mayor.

El tamaño total de la planta y la cantidad 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 resultar más costoso de operar y mantener, debido a la mayor cantidad de equipos. Sin embargo, permite ahorrar en costos de intereses al permitir que la empresa amplíe la capacidad de la planta según sea necesario.

Los ciclos de vapor con recalentamiento a presión múltiple se aplican a sistemas de ciclo combinado con turbinas de gas cuyas temperaturas de gases de escape rondan los 600 °C. Los ciclos de vapor sin recalentamiento, tanto a presión simple como múltiple, se aplican a sistemas de ciclo combinado con turbinas de gas cuyas temperaturas de gases de escape son de 540 °C o inferiores. La selección del ciclo de vapor para una aplicación específica se determina mediante una evaluación económica que considera el costo de instalación de la planta, el costo y la calidad del combustible, el ciclo de trabajo y los costos de interés, los riesgos comerciales y los costos de operación y mantenimiento.

Al combinar los ciclos de gas y vapor, se pueden lograr altas temperaturas de entrada y bajas temperaturas de salida. La eficiencia de los ciclos se suma, ya que se alimentan de la misma fuente de combustible. Por lo tanto, 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 implica que la eficiencia de Carnot del ciclo es alta. La eficiencia real, si bien es menor que la eficiencia de Carnot, sigue siendo superior a la de cualquiera de las plantas por separado. ^{[ 12 ] [ 13 ]}

La eficiencia eléctrica de una central eléctrica de ciclo combinado, calculada como la energía eléctrica producida en porcentaje del poder calorífico inferior del combustible consumido, puede superar el 60 % cuando funciona como nueva, es decir, sin envejecer, y a producción continua, que son condiciones ideales.

Al igual que las unidades térmicas de ciclo simple, las unidades de ciclo combinado también pueden suministrar energía térmica a baja temperatura para procesos industriales, calefacción urbana y otros usos. Esto se denomina cogeneración y estas centrales eléctricas suelen llamarse plantas de cogeneración (CHP).

En general, la eficiencia de los ciclos combinados en servicio supera el 50% en función del poder calorífico inferior y la potencia bruta. La mayoría de las unidades de ciclo combinado, especialmente las de mayor tamaño, alcanzan eficiencias máximas en estado estacionario, en función del poder calorífico inferior, de entre el 55% y el 59%.

Una limitación de los ciclos combinados es que la eficiencia se reduce cuando no funcionan a producción continua. Durante el arranque, el segundo ciclo puede tardar en ponerse en marcha. Por lo tanto, la eficiencia es inicialmente mucho menor hasta que el segundo ciclo está en funcionamiento, lo que puede tardar una hora o más.

La eficiencia de un motor térmico puede basarse en el poder calorífico superior (PCS) del combustible, que incluye el calor latente de vaporización que se recuperaría en las calderas de condensación , o en el poder calorífico inferior (PCI), que lo excluye. El PCS del metano es de 55,50 MJ/kg (23.860 BTU/lb), en comparación con un PCI de 50,00 MJ/kg (21.500 BTU/lb): un aumento del 11 %.

La eficiencia de la turbina aumenta cuando la combustión puede alcanzar temperaturas más altas, lo que provoca una mayor expansión del fluido de trabajo. Por lo tanto, la eficiencia está limitada por la capacidad de la primera etapa de los álabes de la turbina para soportar temperaturas elevadas. La investigación en refrigeración y materiales continúa. Una técnica común, adoptada de la aviación, consiste en presurizar los álabes de la turbina de la etapa caliente con refrigerante. Este refrigerante también se extrae mediante procesos patentados para mejorar la eficiencia aerodinámica de los álabes. Diferentes fabricantes han experimentado con distintos refrigerantes. El aire es común, pero el vapor se utiliza cada vez más. Algunos fabricantes podrían estar utilizando ahora álabes de turbina monocristalinos en la sección caliente, una técnica ya común en los motores de aeronaves militares.

La eficiencia de las centrales de ciclo combinado (CCGT) y las turbinas de gas (GT) también puede incrementarse mediante el preenfriamiento del aire de combustión. Esto aumenta su densidad, incrementando así la relación de expansión de la turbina. Esta práctica se realiza en climas cálidos y también tiene el efecto de aumentar la potencia de salida. Esto se logra mediante el enfriamiento evaporativo del agua utilizando una matriz húmeda colocada en la entrada de la turbina, o mediante el uso de aire acondicionado con almacenamiento de hielo . Este último tiene la ventaja de ofrecer mayores mejoras debido a las temperaturas más bajas disponibles. Además, el almacenamiento de hielo puede utilizarse como medio de control o desplazamiento de carga, ya que el hielo puede producirse durante períodos de baja demanda de energía y, potencialmente en el futuro, ante 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, ya que los combustibles, la gasificación y la carburación influyen en la eficiencia del combustible. Un enfoque típico consiste en combinar simulaciones computacionales aerodinámicas y químicas para encontrar diseños de cámaras de combustión que aseguren la combustión completa del combustible, minimizando al mismo tiempo la contaminación y la dilución de los gases de escape calientes. Algunas cámaras de combustión inyectan otros materiales, como aire o vapor, para reducir la contaminación al disminuir la formación de nitratos y ozono.

Otra área de investigación activa es el generador de vapor para el ciclo Rankine. Las centrales típicas ya utilizan una turbina de vapor de dos etapas, recalentando el vapor entre ambas. Al mejorar la conductividad térmica de los intercambiadores de calor, aumenta la eficiencia. Al igual que en los reactores nucleares, se podrían fabricar tubos más delgados (por ejemplo, con acero más resistente o más resistente a la corrosión). Otra alternativa sería utilizar sándwiches de carburo de silicio, que no se corroen. ^{[ 14 ]}

También se están desarrollando algunos ciclos Rankine modificados. Dos áreas prometedoras son las mezclas de amoníaco/agua ^{[ 15 ]} y las turbinas que utilizan dióxido de carbono supercrítico ^{[ 16 ] .}

Las centrales de ciclo combinado modernas también requieren un software ajustado con precisión a cada tipo de combustible, equipo, temperatura, humedad y presión. Al mejorar una central, el software se vuelve cada vez más complejo. Además, las pruebas de software para centrales de ciclo combinado son costosas, ya que el tiempo disponible para realizar pruebas reales en los prototipos multimillonarios de las nuevas centrales es limitado. Las pruebas suelen simular combustibles y condiciones inusuales, pero validan las simulaciones con datos seleccionados medidos en equipos reales.

Existe una competencia activa para alcanzar mayores eficiencias. Las investigaciones dirigidas a lograr una temperatura de entrada de la turbina de 1370 °C (2500 °F) han dado lugar a ciclos combinados aún más eficientes.

En la central eléctrica de Baglan Bay se alcanzó una eficiencia de casi el 60 % de poder calorífico inferior (54 % de poder calorífico superior) utilizando una turbina de gas GE con tecnología H y una caldera de recalentamiento a presión NEM 3, que emplea vapor procedente del generador de vapor de recuperación de calor (HRSG) para enfriar las palas de la turbina.

En mayo de 2011, Siemens anunció que había logrado una eficiencia del 60,75% con una turbina de gas SGT5-8000H de 578 megavatios en la central eléctrica de Irsching . ^{[ 17 ]}

Se espera que la central eléctrica de Chubu Electric en Nishi-ku, Nagoya, de 405 MW y 7 HA, tenga una eficiencia bruta de ciclo combinado del 62 %. ^{[ 18 ]}

El 28 de abril de 2016, la planta operada por Électricité de France en Bouchain fue certificada por Guinness World Records como la central eléctrica de ciclo combinado más eficiente del mundo, con un 62,22 %. Utiliza una General Electric 9HA, que alcanzó una eficiencia del 41,5 % en ciclo simple y del 61,4 % en ciclo combinado, con una potencia de turbina de gas de entre 397 MW y 470 MW y una potencia combinada de entre 592 MW y 701 MW. Su temperatura de combustión oscila entre 2600 y 2900 °F (1430 y 1590 °C), y su relación de presión total es de 21,8 a 1. ^{[ 19 ]}

En diciembre de 2016, Mitsubishi afirmó una eficiencia LHV superior al 63% para algunos miembros de sus turbinas de la Serie J. ^{[ 20 ]}

En diciembre de 2017, GE afirmó haber alcanzado el 64 % de eficiencia en su última planta HA de 826 MW, frente al 63,7 % anterior. Atribuyeron este aumento a los avances en la fabricación aditiva y la combustión. En su comunicado de prensa, indicaron que planeaban alcanzar el 65 % a principios de la década de 2020. ^{[ 1 ]}

Un ciclo combinado de gasificación integrada (IGCC) es una central eléctrica que utiliza gas de síntesis ( syngas ). Este gas puede producirse a partir de diversas fuentes, como carbón y biomasa. El sistema emplea turbinas de gas y de vapor, la cual funciona con el calor residual de la turbina de gas. Este proceso puede elevar la eficiencia de la generación de electricidad hasta aproximadamente el 50 %.

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. ^{[ 21 ]}

Entre los beneficios termodinámicos se encuentra la eliminación de las pérdidas diarias por arranque de la turbina de vapor. ^{[ 22 ]}

Los principales factores que limitan la carga de una central eléctrica de ciclo combinado son las variaciones permitidas de presión y temperatura de la turbina de vapor y los tiempos de espera del generador de vapor de recuperación de calor para establecer las condiciones químicas de vapor requeridas, así como los tiempos de calentamiento del resto de la planta y del sistema de tuberías principal. Estas 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 arranca después de la luz solar, o antes, si hay almacenamiento de calor, permite el precalentamiento del vapor a las condiciones requeridas. Es decir, la planta se arranca más rápido y con menor consumo de gas antes de alcanzar las condiciones de funcionamiento. ^{[ 23 ]} Los beneficios económicos son que los costos de los componentes solares son entre un 25 % y un 75 % de los de una planta de sistemas de generación de energía solar con la misma superficie de colector. ^{[ 24 ]}

El primer sistema de este tipo en entrar en funcionamiento fue la central eléctrica de ciclo combinado Archimede , Italia, en 2010, ^{[ 25 ]} 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 de Yazd en Irán , ^{[ 26 ] [ 27 ]} Hassi R'mel en Argelia , Ain Beni Mathar en Marruecos . En Australia, Kogan Creek de CS Energy y la central eléctrica Liddell de Macquarie Generation comenzaron la construcción de una sección de refuerzo solar Fresnel (44 MW y 9 MW), pero los proyectos nunca se pusieron en marcha.

En la mayoría de los ciclos combinados exitosos, el ciclo inferior para la generación de energía es un ciclo Rankine de vapor convencional .

En climas fríos (como Finlandia ) ya es común utilizar el calor residual de los condensadores de una central termoeléctrica para alimentar sistemas de calefacción comunitarios. Estos sistemas de cogeneración pueden alcanzar eficiencias teóricas superiores al 95%.

Los ciclos de recuperación de calor residual del condensador de vapor son teóricamente posibles, pero las turbinas convencionales resultan demasiado grandes para ser rentables. Las pequeñas diferencias de temperatura entre el vapor condensado y el aire o el agua exterior requieren grandes desplazamientos de masa para accionar las turbinas.

Aunque no se ha puesto en práctica, un vórtice de aire puede concentrar los flujos másicos para un ciclo inferior. Los estudios teóricos del motor de vórtice demuestran que, si se construye a escala, constituye un ciclo inferior económico para una gran central eléctrica de ciclo Rankine a vapor.

Una central eléctrica de hidrógeno de ciclo combinado es una central eléctrica que utiliza hidrógeno en un ciclo combinado. Una central eléctrica de hidrógeno verde de ciclo combinado tiene una eficiencia de aproximadamente el 40%, después de la electrólisis y la recombustión para la generación de electricidad, y es una opción viable para el almacenamiento de energía a largo plazo en comparación con el almacenamiento en baterías . Las centrales eléctricas de gas natural podrían convertirse en centrales eléctricas de hidrógeno con una renovación mínima o realizar una mezcla combinada de gas natural e hidrógeno . ^{[ 29 ] [ 30 ]}

Las centrales eléctricas de gas natural podrían diseñarse teniendo en cuenta la transición al hidrógeno, por ejemplo, utilizando tuberías de entrada más anchas al quemador para aumentar los caudales, ya que el hidrógeno es menos denso que el gas natural, y empleando el material adecuado para evitar la fragilización por hidrógeno .

Las plantas de electrólisis actuales no pueden suministrar la cantidad de hidrógeno necesaria para una central eléctrica de gran escala. Si se requiere electrólisis in situ, el almacenamiento de grandes cantidades de hidrógeno podría ocupar mucho espacio si se trata solo de hidrógeno comprimido y no de hidrógeno líquido . Podría producirse fragilización por hidrógeno en las tuberías, pero las tuberías de acero inoxidable 316L podrían soportar hidrógeno comprimido a más de 50 bares (unidad) , que es la presión a la que se transporta el gas natural comprimido , o bien se podrían construir tuberías de mayor diámetro para el hidrógeno. También se podrían utilizar tuberías de polietileno o polímero reforzado con fibra .

Si bien el hidrógeno no produce dióxido de carbono al quemarse, su mayor temperatura de llama genera más óxido nitroso . Se podría implementar un proceso de reducción catalítica selectiva para descomponer _el NO₂ en nitrógeno y agua . El vapor de agua producido al quemar hidrógeno podría utilizarse como diluyente para reducir la alta temperatura de combustión que genera el óxido nitroso.

La corrosión de la turbina provocada por el vapor de agua procedente de la llama de hidrógeno podría reducir la vida útil de la planta o requerir la sustitución más frecuente de algunas piezas.

El hidrógeno es el elemento más pequeño y ligero, y puede filtrarse con mayor facilidad en puntos de conexión y juntas. Se difunde rápidamente, lo que reduce el riesgo de explosiones. Además, una llama de hidrógeno es menos visible que una llama convencional.

La energía eólica y solar son fuentes de energía renovable variables que no son tan constantes como la energía de base . El hidrógeno podría complementar a las energías renovables capturando el exceso de energía, mediante electrólisis , cuando producen demasiado, y cubriendo la demanda con esa energía cuando su producción es menor.

• Ciclo de potencia de Allam
• Ciclo de Cheng
• Gas y vapor combinados
• Locomotora ferroviaria de ciclo combinado
• Coste de la electricidad según la fuente
• Turbogenerador refrigerado por hidrógeno
• máquina de vapor compuesta

• Turbinas de vapor y gas e ingeniería de centrales eléctricas ISBN C039000000001, R Yadav, Sanjay, Rajay, Central Publishing House, Allahabad
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