ES2940609T3 - Plantas eléctricas de ciclo combinado de almacenamiento disponible - Google Patents

Plantas eléctricas de ciclo combinado de almacenamiento disponible Download PDF

Info

Publication number
ES2940609T3
ES2940609T3 ES16863071T ES16863071T ES2940609T3 ES 2940609 T3 ES2940609 T3 ES 2940609T3 ES 16863071 T ES16863071 T ES 16863071T ES 16863071 T ES16863071 T ES 16863071T ES 2940609 T3 ES2940609 T3 ES 2940609T3
Authority
ES
Spain
Prior art keywords
heat
steam
boiler
thermal energy
energy storage
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
ES16863071T
Other languages
English (en)
Inventor
William M Conlon
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Pintail Power LLC
Original Assignee
Pintail Power LLC
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Pintail Power LLC filed Critical Pintail Power LLC
Application granted granted Critical
Publication of ES2940609T3 publication Critical patent/ES2940609T3/es
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K11/00—Plants characterised by the engines being structurally combined with boilers or condensers
    • F01K11/02—Plants characterised by the engines being structurally combined with boilers or condensers the engines being turbines
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K13/00—General layout or general methods of operation of complete plants
    • F01K13/02—Controlling, e.g. stopping or starting
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K3/00—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein
    • F01K3/02—Use of accumulators and specific engine types; Control thereof
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K3/00—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein
    • F01K3/18—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein having heaters
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K3/00—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein
    • F01K3/18—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein having heaters
    • F01K3/185—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein having heaters using waste heat from outside the plant
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K3/00—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein
    • F01K3/18—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein having heaters
    • F01K3/186—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein having heaters using electric heat
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03G—SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS; MECHANICAL-POWER PRODUCING DEVICES OR MECHANISMS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR OR USING ENERGY SOURCES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03G6/00—Devices for producing mechanical power from solar energy
    • F03G6/003—Devices for producing mechanical power from solar energy having a Rankine cycle
    • F03G6/005—Binary cycle plants where the fluid from the solar collector heats the working fluid via a heat exchanger
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
    • F22B1/00—Methods of steam generation characterised by form of heating method
    • F22B1/006—Methods of steam generation characterised by form of heating method using solar heat
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
    • F22B1/00—Methods of steam generation characterised by form of heating method
    • F22B1/02—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers
    • F22B1/06—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers the heat carrier being molten; Use of molten metal, e.g. zinc, as heat transfer medium
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/40—Solar thermal energy, e.g. solar towers
    • Y02E10/46—Conversion of thermal power into mechanical power, e.g. Rankine, Stirling or solar thermal engines
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/14—Thermal energy storage

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)

Abstract

Una planta de energía de ciclo combinado de almacenamiento despachable comprende un generador de turbina de combustión, un sistema de energía de vapor, una fuente de calor distinta del generador de turbina de combustión y un sistema de almacenamiento de energía térmica. El calor de la fuente de calor, del sistema de almacenamiento de energía térmica o de la fuente de calor y el sistema de almacenamiento de energía térmica se utiliza para generar vapor en el sistema de energía de vapor. El calor de la turbina de combustión se puede usar en serie o en paralelo con el sistema de almacenamiento de energía térmica y/o la fuente de calor para generar el vapor y, además, para sobrecalentar el vapor. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN
Plantas eléctricas de ciclo combinado de almacenamiento disponible
Campo de la invención
La invención se refiere al funcionamiento de plantas eléctricas de ciclo combinado con almacenamiento de calor, incluidas, por ejemplo, plantas eléctricas híbridas solares de ciclo combinado con almacenamiento de calor.
Antecedentes
La electricidad es un producto 'justo a tiempo', que requiere que la oferta y la demanda de energía estén equilibradas para mantener la frecuencia y el voltaje especificados. La demanda o carga eléctrica varía de acuerdo con las necesidades de los clientes industriales, comerciales, o residenciales conectados en cuanto a iluminación, climatización, electrónica y electrodomésticos, bombas y motores, etc. La demanda de electricidad muestra patrones que están influenciados por el nivel de actividad macroeconómica, el clima, las horas de trabajo habituales, la hora del día, así como diversos otros factores.
La generación eléctrica debe satisfacer la demanda, en general de la manera más económica, dadas las restricciones en el coste/disponibilidad del combustible, las condiciones de operación/mantenimiento de la planta eléctrica, la disponibilidad de enfriamiento para los motores térmicos, y los costes de transmisión o las restricciones de capacidad. Las unidades generadoras en general se despachan en orden de mérito, con base en el coste marginal de generación, siendo las más económicas las que más operan y suministran la 'carga base'. Además del coste marginal de operación, el cual es proporcional al coste del combustible y otros costes variables, tales como la acumulación de reacondicionamiento, las unidades generadoras también tienen un coste inicial de combustible y desgaste para llevarlas de una condición fría a una condición de uso. En consecuencia, algunas unidades generadoras pueden colocarse en una condición de 'espera en caliente', si los costes de operación en espera son menores que los costes de puesta en marcha, y se requiere que la unidad satisfaga la demanda anticipada o los márgenes de reserva.
El coste marginal de operación determinará cuándo se despacha una unidad generadora y cuántos megavatios-hora producirá. En una empresa de servicios públicos integrada regulada responsable de la generación, transmisión y distribución, los costes fijos para la amortización del capital están cubiertos como rendimiento del capital invertido exigido por las comisiones de servicios públicos u otras entidades que fijan las tarifas. Con la introducción de los mercados eléctricos, los productores independientes de energía (IPPs) deben cubrir los costes fijos y beneficiarse de la diferencia entre el precio de la electricidad y el coste marginal de generar energía. Esto crea una tensión entre la eficiencia de una nueva unidad de generación y el coste de construirla, ya que las nuevas medidas de eficiencia deben pagarse por sí mismas, así como también por una prima de riesgo. El valor en libros de una planta eléctrica es el coste inicial menos la amortización acumulada compensada por las mejoras, pero su valor de mercado puede determinarse, por ejemplo, como el valor presente neto de los flujos de caja descontados, los cuales dependen de los requisitos de rendimiento de los inversores y las previsiones de los flujos de caja. Los pronósticos de flujo de caja están influenciados por el orden de despacho económico, el cual puede cambiar en función de los costes de combustible o si se construyen unidades más nuevas y eficientes.
Debido a que la luz del sol es gratuita, las plantas de energía solar tienen costes marginales muy bajos y siempre están al frente de la cola de despacho, y en algunas jurisdicciones se exige que se envíen primero. Sin embargo, las plantas de energía solar térmica son relativamente caras de construir ($3 a $6 por vatio, por ejemplo), y su bajo factor de capacidad (típicamente menos del 25% de la placa de identificación), requiere un alto precio de la electricidad para cubrir los costes fijos y las ganancias. Como política pública, diversos países y mercados de servicios brindan incentivos para fomentar la construcción de plantas de energía solar, utilizando mecanismos tales como:
• política de precios de energía renovable, tales como tarifas de alimentación (FITs), ofertas estándar o acuerdos de compra de energía (PPAs) que ofrecen un pago garantizado por kilovatio-hora;
• la política fiscal, tales como los créditos fiscales a la inversión o la producción y la depreciación acelerada;
• política ambiental tales como bonos de carbono o impuestos y estándares de cartera renovable.
La más importante de ellas ha sido la política de precios, porque son los ingresos los más importantes para determinar si una inversión en una nueva planta eléctrica será rentable, y la certeza de los ingresos reduce la prima de riesgo financiero. La política de precios de la energía ha favorecido los diseños de plantas de energía solar térmica que se asemejan a las plantas de carga base con alta eficiencia, y ha desfavorecido la capacidad de seguimiento de la carga. Las tarifas de alimentación también pueden favorecer a las plantas eléctricas más pequeñas con factores de capacidad más altos obtenidos mediante el almacenamiento de energía térmica. A medida que la energía renovable se vuelve competitiva, estos incentivos se reducen o eliminan, y se espera que las plantas de energía renovable consideren los riesgos regulatorios, de mercado, de productos básicos, y tecnológicos, de manera similar a las plantas de energía convencionales.
Los ciclos de vapor de Rankine se usan comúnmente para convertir energía térmica en eléctrica. El aumento de la temperatura del vapor tiende a aumentar la eficiencia de conversión de energía, lo que permite que una menor cantidad de calor (por ejemplo, fósil o solar) produzca la misma energía. El calentamiento regenerativo del agua de alimentación también aumenta la eficiencia, pero a expensas de una potencia de salida reducida para el mismo flujo de vapor. El aumento de la presión tiende a aumentar el trabajo específico (por unidad de flujo de vapor), lo que permite obtener más potencia para el bloque de potencia del mismo tamaño. Por encima de las presiones de alrededor de 50 a 75 bar, dependiendo de la temperatura del vapor sobrecalentado, el vapor en expansión puede comenzar a condensarse dentro de la turbina, dañando potencialmente la turbina por erosión. En consecuencia, a presiones más altas, se requiere alguna forma de recalentamiento para impedir la condensación dañina en la etapa de baja presión de la turbina. Estos y otros factores determinan las condiciones de vapor y el ciclo de vapor más económicos para su uso en una planta térmica.
Debido a que los campos solares son costosos, de acuerdo con el pensamiento convencional, es deseable aumentar la eficiencia térmica a eléctrica del bloque de energía aumentando la temperatura y agregando calentamiento regenerativo del agua de alimentación. Estas etapas dan como resultado el uso de materiales, fabricación y medidas de construcción costosos y, a veces, exóticos. Estas etapas tienden a reducir la potencia de salida de la placa de identificación del generador de turbina (por unidad de flujo de vapor), aumentan el tiempo de arranque, y reducen la capacidad de seguimiento de la carga.
A medida que se instala más generación renovable intermitente, el seguimiento de la carga se vuelve más importante que la potencia de carga base. En consecuencia, existe una necesidad creciente de unidades generadoras con resiliencia y flexibilidad para seguir la carga.
La “curva de pato” ilustra el desafío de administrar una red verde. Como se puede ver en la Figura 1, la carga base del Operador Independiente del Sistema de California (CAISO) se está reduciendo a medida que la energía solar aumenta su generación durante el día. A medida que la base instalada de generación solar aumenta a lo largo de los años, la 'joroba' de la tarde desaparece y se convierte en una depresión cada vez más grande que causa dos problemas a escala de gigavatios:
• el riesgo de sobre generación ocurre porque los recursos de generación térmica deben continuar operando para estar disponibles cuando los recursos renovables preferidos dejan de estar disponibles, por ejemplo, cuando se pone el sol;
• la necesidad de rampa se produce cuando el aumento de la carga vespertina coincide con la disminución de la producción de energía solar.
Irónicamente, la planta termo solar moderna convencional no se adapta bien a este régimen. Sin almacenamiento térmico, tales plantas contribuyen a la depresión 'curva de pato'. Al agregar almacenamiento de energía térmica, las plantas termo solares convencionales pueden abordar la generación excesiva al operar durante el pico de la tarde en lugar de durante la depresión de la tarde. Pero su enfoque de carga base para el diseño del bloque de potencia significa que estas plantas no son adecuadas para seguir la carga y no pueden abordar materialmente las rampas empinadas.
El documento US-A-2008/0127647 describe un método para adaptar una planta eléctrica de ciclo combinado existente para generar energía renovable. El método comprende proporcionar un sistema de recolección de energía solar para capturar el calor de la radiación solar en un medio de transferencia de calor y generar vapor solar a partir del calor capturado. El vapor solar se introduce en un generador de vapor de recuperación de calor, de tal manera que el vapor solar proporciona una parte o la totalidad del vapor necesario para el funcionamiento de la turbina de vapor.
El documento US-A-2006/0174622 describe un aparato para generar electricidad utilizando energía solar y una turbina de gas. La electricidad se genera quemando un gas combustible en un generador eléctrico de turbina de gas para proporcionar gas de escape caliente y una primera cantidad de electricidad. La energía solar se recoge en un conjunto de colectores solares y se utiliza para calentar un fluido de transferencia de energía solar. El líquido del fluido de trabajo se vaporiza usando el fluido de transferencia de energía solar para producir un vapor de fluido de trabajo el cual se transfiere a uno o más sobre calentadores donde se calienta con los gases de escape del generador eléctrico de turbina de gas. El vapor de fluido de trabajo se usa luego para impulsar un generador eléctrico de turbina de vapor de fluido de trabajo.
Resumen
Esta especificación divulga plantas eléctricas de ciclo combinado que comprenden un sistema de almacenamiento de energía térmica que almacena calor. El calor almacenado se puede utilizar en un ciclo de fondo, por ejemplo, para producir vapor para accionar una turbina de vapor en el ciclo de fondo. El sistema de almacenamiento de energía térmica puede cargarse con cualquier fuente de calor adecuada, y puede descargarse en múltiples pasos, con un primer paso descargando calor a una primera temperatura, y el segundo y cualquier paso subsiguiente descargando calor a una segunda temperatura más baja y a las subsiguientes temperaturas aún más bajas. Si el calor descargado del almacenamiento se utiliza para producir vapor para impulsar una turbina de vapor en el ciclo de fondo, la turbina de vapor puede funcionar en modo de presión deslizante, con la temperatura de saturación del vapor disminuyendo con la temperatura de descarga del sistema de almacenamiento de energía térmica y la presión del vapor disminuyendo con la temperatura del vapor. El vapor producido por el sistema de almacenamiento de energía térmica puede sobrecalentarse mediante la transferencia de calor del escape del ciclo de cobertura. La descarga del almacenamiento de energía térmica de esta manera, combinada con la operación de presión deslizante de la turbina de vapor, permite un uso más completo del calor almacenado en el sistema de almacenamiento de energía térmica.
Como ejemplos no limitativos de tales plantas de energía de ciclo combinado, esta especificación divulga plantas de energía solar híbrida que utilizan tanto energía solar como combustibles fósiles para generar electricidad, y métodos para operar esas plantas de energía, que pueden aumentar la fracción de energía solar en comparación con las plantas de energía solar-fósil híbridas convencionales para reducir la tasa de calor general y las emisiones de carbono, integrar la recolección y el almacenamiento de energía solar térmica con turbinas de combustión de arranque rápido para proporcionar energía solar gestionable con capacidad de seguimiento de carga, y reducir el coste total de la energía solar térmica. Esto puede lograrse mediante disposiciones sinérgicas de tecnologías, los cuales pueden incluir lo siguiente.
• Integración del vapor derivado de la energía solar en el ciclo combinado utilizando la energía solar térmica principal o exclusivamente para la transferencia de calor latente (evaporación), a la vez que el calor de los gases de escape de la turbina se reserva principal o exclusivamente para la transferencia de calor sensible (calentamiento del agua de alimentación y sobrecalentamiento del vapor). Aquí “principalmente” significa > 50 %, > 60 %, > 70 %, > 80 %, > 90 %, > 95 % o > 99 %. La eliminación o reducción de los calentadores de agua de alimentación y vapor de extracción reduce el coste inicial y mejora la capacidad de seguimiento de la carga de la planta eléctrica
• Integración del vapor derivado de la energía solar en el ciclo combinado utilizando la energía solar térmica principal o exclusivamente para producir un primer flujo de vapor saturado o ligeramente sobrecalentado, generación paralela de un segundo flujo de vapor saturado o ligeramente sobrecalentado utilizando el calor principal o exclusivamente de la turbina gases de escape, y producción de vapor sobrecalentado a partir del primer y segundo flujos combinados de vapor saturado o ligeramente sobrecalentado utilizando calor principal o exclusivamente del flujo de gases de escape de la turbina.
Uso de fluidos de transferencia de calor (HTFs) de baja presión de vapor, los cuales permiten almacenar energía térmica en tanques de almacenamiento atmosférico de bajo coste. Los HTFs adecuados pueden incluir fluidos de transferencia de calor parafínicos tales como Duratherm 630™, por ejemplo, los cuales son menos peligrosos y menos costosos que los HTFs utilizados en la tecnología típica de colectores cilindro parabólicos. Los últimos HTFs tampoco suelen ser adecuados para el almacenamiento de energía porque su alta presión de vapor requeriría recipientes a presión muy grandes y costosos.
• Uso de una presión baja (por ejemplo, < alrededor de 75 bar, < alrededor de 70 bar, < alrededor de 65 bar, < alrededor de 60 bar, < alrededor de 55 bar, < alrededor de 50 bar, < alrededor de 45 bar o < alrededor de 40 bar) ciclo de vapor Rankine con condiciones de vapor en vivo de, por ejemplo, alrededor de 70 bar/470°C o alrededor de 60 bar/550°C, o alrededor de 45 bar/470°C, para los cuales el punto de ebullición es adecuado para el HTF de baja presión de vapor, y para los cuales los gases de escape del generador de turbina de combustión (CTG) pueden proporcionar fácilmente el sobrecalentamiento necesario. Estas condiciones de vapor también pueden eliminar la necesidad de recalentamiento, porque el contenido de humedad del escape de la turbina puede permanecer dentro de los límites aceptables y puede proporcionar ahorros de costes adicionales al permitir el uso de una turbina de vapor de carcasa única, en lugar de turbinas de alta y baja presión separadas.
Estas disposiciones pueden superar diversas limitaciones técnicas con enfoques convencionales para plantas de energía solar térmica, tales como por ejemplo las siguientes.
• La capacidad máxima de un sistema de captación solar térmica independiente convencional es en general mayor que la capacidad del generador de turbina de vapor. El acoplamiento de un sistema de almacenamiento de energía térmica convencional en general mejorará el factor de capacidad del sistema solar térmico, pero es posible que no mejore la utilidad económica debido al coste del sistema de almacenamiento y la reducción de la temperatura del vapor y la eficiencia del ciclo cuando se opera con energía almacenada.
• En una planta eléctrica de ciclo combinado híbrida solar-fósil convencional típica diseñada para operar también sin entrada solar, solo alrededor del 5% de la energía eléctrica bruta puede derivarse de la energía solar térmica porque el flujo y las temperaturas se vuelven subóptimos cuando el vapor solar es excesivo. Por el contrario, las plantas de energía solar híbrida descritas en esta especificación pueden permitir que una fracción del 25% o más de la energía eléctrica se derive de la energía solar.
En una planta termo solar típica que emplea tecnología cilindro parabólica, se requieren HTFs sintéticos para entregar una temperatura de vapor sobrecalentado vivo de aproximadamente 370°C para lograr la eficiencia del ciclo de Rankine necesaria. En las plantas de energía solar híbrida descritas en esta especificación, se puede obtener más sobrecalentamiento a través de los gases de escape CTG, lo que permite una mayor eficiencia. Además, puede impedirse el coste y los peligros ambientales de fluidos tales como Therminol®.
La sal fundida se usa típicamente para el almacenamiento de energía térmica en una planta eléctrica solar térmica convencional porque el HTF sintético es demasiado costoso para usar para el almacenamiento, y la presión de vapor del HTF sintético requeriría recipientes a presión de paredes gruesas excesivamente grandes y costosos. Las sales fundidas requieren materiales especiales y costosos, y un trazado de calor costoso y que consume mucha energía para impedir la congelación y las obstrucciones en las tuberías, la instrumentación y las válvulas de sal fundida. Además, las sales requieren un intercambiador de calor adicional el cual aumenta el coste y reduce la eficiencia. Mediante el uso de h Tf no tóxico y de bajo coste con baja presión de vapor, las plantas de energía solar híbrida descritas en esta especificación pueden impedir estas dificultades.
Estas y otras realizaciones, características y ventajas de la presente invención resultarán más evidentes para los expertos en la técnica cuando se tomen como referencia la siguiente descripción más detallada de la invención junto con los dibujos adjuntos que se describen brevemente en primer lugar.
Breve descripción de los dibujos
La Figura 1 muestra gráficos de la Carga Base del Operador del Sistema Independiente de California en función de la hora del día para el 31 de marzo de 2012 y 2013 (carga base real), y para el 31 de marzo de 2014-2020 (carga base proyectada), conocido coloquialmente como 'la Curva de Pato'.
La Figura 2 ilustra esquemáticamente un ejemplo de planta eléctrica solar híbrida.
La Figura 3 ilustra esquemáticamente otro ejemplo de planta eléctrica solar híbrida.
La Figura 4 representa las temperaturas del vapor y del fluido de transferencia de calor durante la descarga de calor de un sistema de almacenamiento de energía térmica para la operación nominal y de carga parcial de una planta eléctrica híbrida solar de ejemplo.
La Figura 5 ilustra esquemáticamente una configuración de ejemplo para un sistema de almacenamiento de energía térmica.
La Figura 6 ilustra esquemáticamente una planta eléctrica de ciclo combinado de almacenamiento gestionable similar a la planta eléctrica híbrida solar de la Figura 3, con el sistema solar térmico reemplazado por un sistema de calentamiento eléctrico.
Descripción detallada
La siguiente descripción detallada debe leerse con referencia a los dibujos, en los cuales los números de referencia idénticos se refieren a elementos similares en las diferentes figuras. Los dibujos, los cuales no están necesariamente a escala, representan realizaciones selectivas y no pretenden limitar el alcance de la invención. La descripción detallada ilustra a modo de ejemplo, no a modo de limitación, los principios de la invención. Esta descripción permitirá claramente a los expertos en la técnica fabricar y utilizar la invención, y describe diversas realizaciones, adaptaciones, variaciones, alternativas y usos de la invención, incluido lo que actualmente se cree que es el mejor modo de llevar a cabo la invención. Como se usa en esta especificación y en las reivindicaciones adjuntas, las formas singulares “un”, “una” y “el” incluyen referentes plurales a menos que el contexto indique claramente lo contrario.
Como se indica en el resumen, esta especificación describe plantas eléctricas de ciclo combinado que comprenden un sistema de almacenamiento de energía térmica que almacena calor para su uso en el ciclo de fondo de la planta eléctrica. Dichas plantas de energía de ciclo combinado pueden denominarse en esta especificación como plantas de energía de Ciclo Combinado de Almacenamiento Despachable (DSCC). El ciclo de fondo en una planta eléctrica DSCC puede ser, por ejemplo, un ciclo Rankine que emplea una turbina de vapor.
En las plantas eléctricas de DSCC descritas en esta especificación, el sistema de almacenamiento de energía térmica puede almacenar calor en cualquier medio de almacenamiento adecuado a cualquier temperatura o rango de temperaturas adecuado. Por ejemplo, el sistema de almacenamiento de energía térmica puede almacenar calor en un fluido de transferencia de calor a baja presión de vapor (por ejemplo, a una presión de aproximadamente una atmósfera) como, por ejemplo, un aceite (por ejemplo, orgánico) o una sal inorgánica fundida, o en un fluido de transferencia de calor a alta presión de vapor, o en cualquier otro líquido adecuado. El sistema de almacenamiento de energía térmica puede almacenar calor en un sólido tal como, por ejemplo, grafito, metales, hormigón (por ejemplo, HEATCRETE proporcionado por Heidelberg Cement AG y utilizado en módulos de almacenamiento de hormigón Energy Nest), o agregado. El sistema de energía térmica puede almacenar calor en un gas o vapor tal como, por ejemplo, vapor. El sistema de almacenamiento de energía térmica puede almacenar calor como calor sensible, como calor latente (es decir, a través de un cambio de fase), o como calor sensible y calor latente.
El sistema de almacenamiento de energía térmica puede cargarse con cualquier fuente de calor adecuada. Por ejemplo, la energía solar se puede recolectar como calor y almacenarse en el sistema de almacenamiento de energía térmica, se pueden usar calentadores eléctricos (por ejemplo, calentadores eléctricos resistivos o inductivos) para proporcionar calentamiento para el almacenamiento, o se puede usar un combustible (por ejemplo, un combustible fósil). A ser quemado para producir el calor. Si se utilizan calentadores eléctricos, éstos podrán ser alimentados con electricidad generada con células solares fotovoltaicas, con una planta eléctrica termo solar, con una turbina eólica, con una planta hidroeléctrica, con energía nuclear, con la combustión de un combustible fósil, con cualquier combinación de los mismos, o por cualquier otro método adecuado. El sistema de almacenamiento de energía térmica puede calentarse directamente (por ejemplo, mediante calentadores eléctricos integrados) o indirectamente mediante un fluido de transferencia de calor que transfiere calor a partir de la fuente de calor al almacenamiento. En el último caso, los fluidos de transferencia de calor adecuados pueden incluir, por ejemplo, sales fundidas, vapor, y aceites, incluidos los aceites de alta presión de vapor utilizados típicamente por los sistemas de energía solar de concentración aproximada parabólica.
El sistema de almacenamiento de energía térmica puede descargarse en múltiples pasos, con un primer paso descargando calor a una primera temperatura, y el segundo y cualquier paso subsiguiente descargando calor a una segunda temperatura más baja y a temperaturas subsiguientes aún más bajas. El calor descargado del almacenamiento se puede usar, por ejemplo, para producir vapor, el cual luego se sobrecalienta mediante la transferencia de calor del ciclo de topping, para accionar una turbina de vapor en el ciclo de fondo, y cada paso produce vapor a presiones cada vez más bajas. En tales casos, la turbina de vapor puede funcionar en modo de presión deslizante, con la temperatura del vapor saturado disminuyendo con la temperatura de descarga del sistema de almacenamiento de energía térmica y la presión del vapor disminuyendo con la temperatura del vapor. Aunque la temperatura de saturación del vapor cambia a medida que la presión se desliza, la transferencia de calor del ciclo de topping, y los rocíos de des-recalentamiento de acuerdo como sea necesario mantienen la temperatura del vapor sobrecalentado a la turbina de vapor.
Como ejemplos de plantas de energía DSCC y su operación, esta especificación describe diversas plantas de energía de ciclo combinado híbridas solares gestionables junto con almacenamiento de energía. Estos ejemplos pretenden ser ilustrativos, no limitativos. Es decir, una planta eléctrica DSCC no necesita utilizar energía solar. En cambio, como se indicó anteriormente, un sistema de almacenamiento de energía térmica de una planta eléctrica DSCC puede cargarse con calor de cualquier fuente adecuada.
Cuando esta especificación se refiere a plantas eléctricas de ciclo combinado híbridas solares gestionables, el aspecto híbrido significa que la energía puede derivarse tanto de fuentes de energía solar como fósil. El aspecto del ciclo combinado significa que la energía puede ser generada tanto por un ciclo superior Brayton como por un ciclo inferior Rankine. El aspecto despachable significa que la energía térmica puede almacenarse para producir energía cuando el sol no está disponible.
La Figura 2 ilustra esquemáticamente un ejemplo de planta 10 eléctrica híbrida solar que comprende un generador 100 de turbina de combustión, un sistema 200 de recuperación de calor, un sistema 300 solar térmico, un sistema 400 de energía de vapor, y un sistema 500 de almacenamiento de energía térmica. Como se describe con más detalle a continuación, el calor del gas de escape del generador de la turbina de combustión recolectado en el sistema 200 de recuperación de calor y el calor recolectado en el sistema 300 solar térmico pueden usarse por separado o en combinación para impulsar el sistema 400 de energía de vapor. El calor del sistema 300 solar térmico y, opcionalmente, el calor de otras fuentes, pueden almacenarse en el sistema 500 de almacenamiento de energía térmica para su posterior envío al sistema 400 de energía de vapor. El funcionamiento de la planta 10 eléctrica híbrida solar se describe a continuación con referencia a temperaturas, presiones, y caudales de ejemplo particulares. También se puede utilizar cualquier otro valor adecuado para estos parámetros.
Volviendo a la Figura 2, el generador 100 de turbina de combustión puede ser un generador de turbina de combustión convencional que funciona en un ciclo Brayton abierto en el cual el aire atmosférico se comprime y se mezcla con combustible fósil el cual se quema para producir gas caliente que se expande a través de una turbina. El compresor, la turbina, y el generador se pueden alinear a lo largo de un árbol giratorio, opcionalmente con una caja de engranajes intermedia para igualar las velocidades del árbol. Los elementos auxiliares del generador de turbina de combustión pueden incluir, por ejemplo, sistemas de filtrado y refrigeración del aire de entrada, sistemas de lubricación, sistemas de control y monitorización del estado, y equipos de ventilación y extinción de incendios. El generador de turbina de combustión puede ser, por ejemplo, un Siemens SGT6-8000H, el cual es un sistema moderno de 60 Hertz con una potencia bruta de 274 Megavatios con una eficiencia del 40%. En su lugar, se puede utilizar cualquier otro generador de turbina de combustión adecuado. La turbina 100 de combustión puede expulsar, por ejemplo, alrededor de 604 Kg/s de gas de escape a alrededor de 617°C.
El gas de escape del generador 100 de turbina de combustión se dirige al sistema 200 de recuperación de calor, el cual extrae calor del gas de escape para que lo use el sistema 400 de energía de vapor. El sistema 200 de recuperación de calor incluye unidades de recuperación de calor (intercambiadores de calor) dispuestas en los conductos que conectan el generador de turbina de combustión con la chimenea/tubo de escape de la planta eléctrica. Las unidades de recuperación de calor normalmente transfieren el calor de los gases de escape a un fluido que fluye a través de un serpentín.
Los gases de escape del generador de turbina de combustión fluyen primero a través de la unidad 210 de recuperación de calor a alta temperatura (HTHRU), el cual funciona como un sobre-calentador para aumentar la temperatura del vapor generado en la caldera 470 (que se describe más adelante) a la vez que enfría los gases de escape para, por ejemplo, alrededor de 405°C. Luego, los gases de escape pueden fluir opcionalmente a través de sistemas de tratamiento de gases de escape, como un sistema de reducción catalítica selectiva (SCR) 220 para reducir las emisiones de óxidos de nitrógeno o un catalizador de monóxido de carbono. Después del SCR 220 opcional, los gases de escape fluyen a través de la unidad 230 de recuperación de calor de temperatura media (MTHRU), la cual funciona como un economizador para calentar el agua de alimentación de la caldera 470 a la vez que enfría aún más los gases de escape a, por ejemplo, unos 160°C. Luego, los gases de escape fluyen a través de la unidad 240 de recuperación de calor a baja temperatura (LTHRU), la cual captura el calor utilizado para precalentar el agua de alimentación de la caldera antes del paso del agua de alimentación de la caldera a través de la MTHRU 230 y enfría aún más los gases de escape hasta, por ejemplo, unos 60°C. A continuación, los gases de escape se descargan por la chimenea/tubo de escape.
El sistema 300 solar térmico concentra la luz solar en un colector de calor a través del cual fluye un fluido de transferencia de calor para recibir energía en forma de calor sensible o latente. El sistema 300 solar térmico puede ser o comprender, por ejemplo, un sistema de foco lineal que utiliza tecnología de reflector de cilindro parabólico o de Fresnel lineal compacto, o puede ser un colector de energía solar térmica de concentración de tipo plato o torre. El sistema 300 solar térmico puede emplear, por ejemplo, colectores de energía solar de torre de sal fundida de Solar Reserve Inc., colectores de energía solar de torre de vapor directo de Bright Source Energy, Inc., generadores de vapor solar CLFR de AREVA Solar Inc. o elementos colectores de calor cilindro-parabólicos convencionales. Cualquier colector de energía solar térmica adecuado puede usarse en el sistema 300 solar térmico. Los tanques de almacenamiento de fluido de transferencia de calor intermedio y las bombas (no se muestran) pueden disponerse dentro del sistema 300 solar térmico para facilitar las operaciones y el mantenimiento.
El sistema 500 de almacenamiento de energía térmica almacena energía térmica como calor sensible en un fluido de transferencia de calor líquido a baja presión de vapor. Como se usa en el presente documento, el término “fluido de transferencia de calor líquido a baja presión de vapor” se refiere a un fluido de transferencia de calor que tiene una presión de vapor inferior a aproximadamente 0.1 atmósferas, o inferior a aproximadamente 0.5 atmósferas, o inferior a aproximadamente 1.0 atmósferas, a una temperatura de aproximadamente 300°C, o alrededor de 330°C, o alrededor de 350°C. El fluido de transferencia de calor caliente almacenado en el sistema 500 de almacenamiento de energía térmica puede usarse cuando sea necesario para proporcionar calor al sistema 400 de energía de vapor (por ejemplo, a la caldera 470).
El uso de fluido de transferencia de calor a baja presión de vapor en el sistema 500 de almacenamiento de energía térmica permite que el líquido caliente se almacene en tanques aislados de pared delgada a aproximadamente la presión atmosférica. Por el contrario, los sistemas térmicos solares cilindro-parabólicos convencionales suelen utilizar fluidos tales como Therminol®, los cuales no son aptos para el almacenamiento de energía térmica debido a que su presión de vapor requeriría el uso de recipientes a presión, los cuales son poco prácticos para los grandes volúmenes que se pueden desear.
Como se indicó anteriormente en la sección de resumen, un fluido de transferencia de calor adecuado para usar en el sistema 500 de almacenamiento de energía térmica es el fluido de transferencia de calor parafínico Duratherm 630™, el cual es menos tóxico y de menor coste que los fluidos solares térmicos de uso común tal como Therminol®. El Duratherm 630™ tiene una presión de vapor de aproximadamente 0.1 atmósferas a aproximadamente 316°C. Caloria HT-43 (un destilado de petróleo) es otro fluido de transferencia de calor adecuado. También se pueden usar otros fluidos de transferencia de calor con baja presión de vapor, incluidos otros fluidos de transferencia de calor parafínicos y sales fundidas, sujeto a consideraciones técnicas y económicas relacionadas con el coste del fluido de transferencia de calor, el coste de tuberías, tanques, válvulas y bombas compatibles, condiciones ambientales y riesgos de incendio, el punto de congelación y el coste del trazado de calor para operación a baja temperatura o períodos prolongados sin operación, la estabilidad del fluido de transferencia de calor a alta temperatura y la cantidad de fluido requerida, en función de la densidad y el calor específico.
El calor sensible se puede agregar directamente al fluido de transferencia de calor de baja presión de vapor en el sistema 500 de almacenamiento de energía térmica mediante el sistema 300 solar térmico bombeando fluido de transferencia de calor frío a través del sistema 300 solar térmico. Un sistema de control puede regular el caudal del fluido de transferencia de calor a través del sistema solar térmico para alcanzar la temperatura deseada.
Alternativamente, o además, se puede agregar calor sensible indirectamente al fluido de transferencia de calor de baja presión de vapor en el sistema 500 de almacenamiento de energía térmica a partir del sistema 300 solar térmico bombeando fluido de transferencia de calor frío a través de un intercambiador de calor para recibir calor de un fluido de temperatura más alta que circula a través del sistema 300 solar térmico. Esto puede implicar, por ejemplo, la transferencia de calor sensible de un fluido de transferencia de calor a alta presión de vapor (tal como Therminol®) calentado a unos 400°C en un colector de energía solar cilindro-parabólico convencional, o transferencia de calor sensible de una sal fundida en el caso de torre o tecnologías lineales novedosas. Alternativamente, esto podría involucrar la transferencia de calor latente de la condensación de vapor. Por ejemplo, la condensación de vapor solar a aproximadamente 132 bar calentaría el fluido de transferencia de calor de baja presión de vapor a aproximadamente 332°C, la cual es la temperatura máxima de operación de Duratherm 630.®.
Dicho calentamiento indirecto puede reducir el riesgo tecnológico mediante el uso de tecnología comercial comprobada y también puede ser un medio rentable de actualizar una planta eléctrica solar térmica existente a una planta híbrida gestionable.
También se puede añadir calor sensible al fluido de transferencia de calor en el sistema 500 de almacenamiento de energía térmica mediante fuentes no solares. El calentamiento no solar puede implicar bombear el fluido de transferencia de calor a baja presión de vapor a través de un calentador o intercambiador de calor, para el cual la fuente de energía puede ser o incluir, por ejemplo, gases de escape de combustión calientes del generador 100 de turbina de combustión, o gases de combustión calientes de otra turbina de gas ubicada junto con la planta 10 eléctrica híbrida solar. Por ejemplo, podría proporcionarse un segundo generador de turbina de combustión para el servicio de pico. En lugar de utilizar un generador de vapor de recuperación de calor, el gas de escape del segundo generador de turbina de combustión podría fluir a través de intercambiadores de calor para transferir el calor del gas de escape caliente a un fluido de transferencia de calor de baja presión de vapor que luego puede almacenarse en tanques. Esta disposición podría complementar la energía almacenada por un sistema de captación solar, o podría emplearse en lugar de un sistema de captación solar. El último caso es similar a una planta de ciclo combinado de dos en uno, donde dos generadores de turbina de combustión y generadores de vapor de recuperación de calor alimentan un solo ciclo de energía de vapor, pero proporciona el cambio de tiempo de la generación de energía en el ciclo de fondo. El fluido de transferencia de calor de baja presión de vapor podría calentarse directamente en el flujo de escape o indirectamente, por ejemplo, condensando el vapor producido por un generador de vapor de recuperación de calor.
Alternativamente, el calentamiento no solar puede usar, por ejemplo, un quemador de combustible fósil, calor de proceso, o calentamiento eléctrico. En este último caso, el calentamiento eléctrico del fluido caloportador a baja presión de vapor puede almacenar electricidad generada en lugares remotos en momentos inoportunos o poco económicos, con descarga en momentos más favorables. El calentamiento eléctrico puede producirse, por ejemplo, a partir de energía solar fotovoltaica o eólica, incluida la sobre generación, como se muestra en la Figura 1.
El fluido de transferencia de calor caliente y frío de baja presión de vapor en el sistema 500 de almacenamiento de energía térmica se puede almacenar, por ejemplo, en tanques dedicados de calor y frío (como se ilustra), en uno o más tanques de termoclina en los cuales el fluido de transferencia de calor caliente se almacena sobre el fluido de transferencia de calor frío en el mismo tanque, o en tanques que pueden usarse alternativamente para almacenamiento en frío o en caliente. Los dos últimos enfoques pueden ser adecuados si el calentamiento y enfriamiento sensibles del tanque y las tuberías asociadas no tienen consecuencias en comparación con los ahorros económicos logrados al reducir el número de tanques requeridos. El llenado, drenaje, y vaciado de tanques y patios de tanques puede seguir la práctica convencional.
El fluido de transferencia de calor de baja presión de vapor caliente y frío en el sistema 500 de almacenamiento de energía térmica se almacena típicamente a aproximadamente la presión atmosférica. El sistema 500 de almacenamiento de energía térmica puede operar entre alrededor de 330°C (fluido de transferencia de calor caliente) y alrededor de 250°C (fluido de transferencia de calor frío). También se puede usar cualquier otro rango de temperatura adecuado.
Volviendo al ejemplo de la Figura 2, cuando hay calor disponible del sistema 300 solar térmico, una bomba 540 puede extraer fluido de transferencia de calor frío a una temperatura de, por ejemplo, aproximadamente 265°C a partir del tanque 530 de almacenamiento de baja temperatura, bombearlo a través del sistema 300 solar térmico para calentamiento y luego al tanque 510 de almacenamiento de alta temperatura, donde se almacena a una temperatura de, por ejemplo, aproximadamente 330°C. La bomba 520 puede bombear fluido de transferencia de calor caliente a partir del tanque 510 de almacenamiento de alta temperatura a través de la caldera 470 para calentar el agua de alimentación de la caldera para generar vapor y luego regresar al tanque 530 de almacenamiento de baja temperatura. Alternativamente, o además, el fluido de transferencia de calor se puede bombear a partir de la caldera 470, a través del sistema 300 solar térmico para calentamiento, y luego de regreso a la caldera para generar vapor. Es decir, uno o ambos tanques de almacenamiento de fluido de transferencia de calor pueden derivarse opcionalmente. El fluido de transferencia de calor caliente se puede suministrar a la caldera 470 en diversas proporciones de acuerdo como se desee a partir del tanque 510 de almacenamiento caliente o directamente a partir del sistema 300 solar térmico.
En el sistema 400 de energía de vapor, el vapor sobrecalentado (generado como se describe a continuación) se envía al generador 410 de turbina de vapor (STG), por ejemplo, en condiciones de diseño de aproximadamente 70 bar/470°C y un caudal de aproximadamente 250 kg/s. Esta condición de diseño permite el uso de una turbina compacta de carcasa simple sin recalentamiento, porque el vapor expandido no tendrá una humedad excesiva (contenido líquido) en la última etapa de la turbina. Se puede impedir el recalentamiento del vapor para ahorrar costes, y la eliminación o reducción del vapor de extracción para el calentamiento del agua de alimentación mejora el seguimiento de la carga y permite que todo o más del vapor realice un trabajo útil.
Después de expandirse a través de la turbina, el vapor se condensa en agua líquida, típicamente utilizando un condensador 420 enfriado por aire a una temperatura de condensación promedio anual de, por ejemplo, aproximadamente 40°C, la cual que corresponde a una presión de escape de aproximadamente 0.085 bar. En estas condiciones, un flujo de vapor de unos 250 kg/s puede generar aproximadamente 225 Megavatios de energía eléctrica.
La temperatura de condensación varía de acuerdo con la capacidad de enfriamiento, con una temperatura de condensación más baja que permite una mayor generación de energía neta. El enfriamiento por agua, si está disponible, aumentaría la generación de energía neta al reducir la presión de condensación y eliminaría o reduciría la energía consumida por los ventiladores del condensador enfriado por aire.
El calor derivado de los gases de escape del generador de turbina de combustión que usa la unidad 240 de recuperación de calor a baja temperatura descrita anteriormente se usa para elevar la temperatura del condensado de aproximadamente 40°C a aproximadamente 105°C, por ejemplo. Con un caudal de agua (vapor) de ejemplo de aproximadamente 250 kg/s, esto puede requerir, por ejemplo, aproximadamente 65 MW de calentamiento. El condensado puede calentarse directamente haciéndolo circular a través de la unidad 240 de recuperación de calor a baja temperatura o calentarse indirectamente.
En el ejemplo que se ilustra, una bomba 430 de condensado transfiere el agua condensada a partir del condensador 420 a través de una unidad 440 de pulido de condensado opcional y hacia un calentador 450 de agua de alimentación. Luego, el condensado se calienta indirectamente con un circuito 600 de transferencia de calor a baja temperatura que hace circular un fluido de transferencia de calor a través de la unidad 240 de recuperación de calor a baja temperatura para recolectar calor y entrega el calor recolectado al calentador 450 de agua de alimentación. El calentador 450 de agua de alimentación puede ser, por ejemplo, un calentador de agua de alimentación cerrado. Alternativamente, el calentador 450 de agua de alimentación puede ser un calentador de agua de alimentación de desaireación abierta y el fluido de transferencia de calor en el circuito 600 puede usarse para producir vapor de pegado a baja presión entregado al calentador de agua de alimentación. El vapor fijo o de calentamiento puede, además o alternativamente, extraerse de cualquier otra ubicación adecuada en el sistema 400 de energía de vapor.
El calentamiento indirecto del agua de alimentación, como se acaba de describir, puede brindar flexibilidad operativa para superar los desajustes transitorios entre el calor disponible en los gases de escape del generador de la turbina de combustión y el calor requerido para el calentamiento del agua de alimentación, particularmente durante el arranque y el seguimiento de la carga. Por ejemplo, los tanques de almacenamiento intermedios opcionales en el circuito 600 de transferencia de calor a baja temperatura pueden contener fluido de transferencia de calor para gestionar tales desajustes transitorios entre la disponibilidad de calor en el gas de escape y la necesidad de calentar el agua de alimentación.
Con referencia una vez más al ejemplo de la Figura 2, la bomba 460 de agua de alimentación de caldera suministra agua a partir del calentador 450 de agua de alimentación a la unidad 230 de recuperación de calor de temperatura media a una presión de aproximadamente 75 bar, por ejemplo. La unidad 230 de recuperación de calor de temperatura media eleva la temperatura del agua de alimentación de aproximadamente 105°C a aproximadamente 255°C, por ejemplo, mediante la transferencia de calor del gas de escape del generador de la turbina de combustión.
El agua calentada entra luego en la caldera 470, donde se evapora para producir vapor saturado a una temperatura de aproximadamente 288°C y una presión de aproximadamente 70 bar, por ejemplo. Con un caudal de agua (vapor) de unos 250 kg/s, esto puede requerir, por ejemplo, unos 425 MW de calentamiento proporcionados por el sistema 300 solar térmico, por el sistema 500 de almacenamiento de energía térmica o por una combinación del sistema 300 solar térmico y sistema 500 de almacenamiento de energía térmica. Esto requeriría alrededor de 2350 kg/s de fluido de transferencia de calor si Duratherm 630™ se usaron para suministrar calor a la caldera 470 a una temperatura del fluido de transferencia de calor de entrada de aproximadamente 330°C y una temperatura del fluido de transferencia de calor de salida de aproximadamente 265°C.
La caldera 470 puede utilizar, por ejemplo, una disposición de un solo paso para facilitar el arranque rápido y el seguimiento de la carga, o puede usarse una caldera de tipo tambor de recirculación. La caldera 470 puede, opcionalmente, sobrecalentar ligeramente el vapor, hasta aproximadamente 290°C, por ejemplo.
El vapor generado en la caldera 470 fluye hacia la unidad 210 de recuperación de calor a alta temperatura, donde el vapor se sobrecalienta adicionalmente a una temperatura de, por ejemplo, aproximadamente 470°C. Este vapor sobrecalentado se expande a través del generador 4 l0 de turbina de vapor para generar energía y luego se condensa como se describe anteriormente.
Como se acaba de describir, la planta 10 eléctrica híbrida solar puede operar como una planta eléctrica de ciclo combinado que genera energía eléctrica con el generador 100 de turbina de combustión y energía eléctrica adicional con el generador 410 de turbina de vapor. La potencia de salida del generador de turbina de combustión está determinada principalmente por el flujo de combustible y puede tener una potencia nominal, por ejemplo, de aproximadamente 275 MW. La potencia de salida del generador de turbina de vapor está determinada principalmente por el flujo de vapor.
Cuando hay energía disponible a partir del sistema 500 de almacenamiento de energía térmica y/o el sistema 300 solar térmi
bar/470°C, por ejemplo, y la salida de energía eléctrica del generador de turbina de vapor puede ser de aproximadamente 225 MW. Con un generador de turbina de combustión de 275 MW, la planta en general puede producir alrededor de 500 MW de energía eléctrica, por ejemplo.
La planta 10 eléctrica también puede funcionar como una planta eléctrica de ciclo combinado sin usar el sistema de almacenamiento de energía térmica, desviando la caldera 470 y, por ejemplo, usando la unidad 230 de recuperación de calor de temperatura media y la unidad 210 de recuperación de calor de alta temperatura en serie como un generador de vapor de un solo paso. En tales casos, el flujo de vapor hacia el generador de turbina de vapor se reducirá, por ejemplo, de aproximadamente 225 kg/s con la caldera 470 a aproximadamente 100 kg/s sin la caldera 470. Con el caudal más bajo pero la misma temperatura de aceleración de la turbina de vapor de aproximadamente 470°C, la presión de entrada de la turbina de vapor se reduce de aproximadamente 70 bar a aproximadamente 30 bar y la producción de energía eléctrica se reduce de aproximadamente 225 MW a aproximadamente 80 MW, por lo que con un generador de turbina de combustión de 275 MW, la planta total produce alrededor de por ejemplo, 355 MW de energía eléctrica.
La planta 10 eléctrica también puede funcionar como una planta eléctrica de ciclo combinado en condiciones intermedias de operación del generador de turbina de vapor, con algo de vapor producido por la caldera 470.
La planta 10 eléctrica también puede funcionar como una planta eléctrica de ciclo simple, al no hacer fluir agua al sistema 200 de recuperación de calor, lo cual es aceptable para algunos diseños de calderas de un solo paso, o al desviar el gas de escape del generador de turbina de combustión alrededor del sistema 200 de recuperación de calor. En este caso, la planta eléctrica produce energía eléctrica con el generador de turbina de combustión pero no con el generador de turbina de vapor. La potencia global puede ser entonces, por ejemplo, de unos 275 MW.
Es importante tener en cuenta que el consumo de combustible no cambia en los diversos modos de operación que se acaban de describir, por lo que el coste de la energía ($/MW-hora) y la tasa de calor (BTU/kw-hr) aumentan a medida que disminuye la potencia de salida.
En otra realización de una planta eléctrica de ciclo combinado híbrido solar gestionable, que se muestra en la Figura 3 y denominada planta 20 eléctrica, el agua de alimentación de la bomba 460 se divide en dos flujos, uno de los cuales fluye hacia la MTHRU 230 y la otra fluye hacia la caldera 470. Ambos flujos se hierven, uno usando el calor de los gases de escape y el otro usando el calor almacenado en el fluido de transferencia de calor de baja presión de vapor. En esta realización, la MTHRU 230 y la caldera 470 están dispuestas en paralelo en el circuito de vapor, y la MTHRU 230 produce vapor a aproximadamente la misma temperatura y presión que la producida en la caldera 470, es decir, vapor saturado o ligeramente sobrecalentado. La caldera 470 puede producir vapor, por ejemplo, aproximadamente 3 a aproximadamente 6 veces la velocidad a la cual se produce vapor en paralelo en m Th r U 230. El vapor de la caldera 470 se mezcla con el vapor de la MTHRU 230 y entra en la HTHRU 210, donde el vapor mezclado se sobrecalienta antes de entrar en la turbina 410 de vapor.
Las tablas 1A-1G proporcionan ejemplos de caudales, presiones, temperaturas, y otros valores de parámetros para el funcionamiento de la planta 20 eléctrica descrita anteriormente. También se puede utilizar cualquier otro valor adecuado para estos parámetros.
En esta realización, el servicio de calentamiento se desplaza de MTHRU 230 a la caldera 470. Al cambiar el servicio de calentamiento de esta manera, se puede extraer una mayor parte de la energía almacenada en el fluido de transferencia de calor de baja presión de vapor porque el fluido de transferencia de calor se puede enfriar a una temperatura más baja, reduciendo potencialmente el volumen de fluido de transferencia de calor que se almacenará en tanques. Además, cambiar el servicio de calentamiento a la caldera 470 puede reducir la temperatura media del fluido de transferencia de calor que circula en el campo solar y, en consecuencia, reducir las pérdidas de calor.
Esta realización puede simplificar el diseño y la operación de MTHRU 230, porque siempre incluye una sección de evaporación, ya sea que haya o no energía disponible del sistema de almacenamiento de energía.
En la planta 10 eléctrica (Figura 2) y la planta 20 eléctrica (Figura 3), sin producción de vapor a la temperatura y presión de operación normales del fluido de transferencia de calor (por ejemplo, después de que se haya consumido todo el fluido de transferencia de calor caliente almacenado), la presión de entrada de la turbina de vapor puede reducirse durante la operación de presión deslizante para mantener un flujo volumétrico aproximadamente constante a través de la turbina. A la presión reducida del acelerador de la turbina, la temperatura de saturación del vapor también se reduce, por ejemplo, a aproximadamente 234°C a aproximadamente 30 bar.
Alternativamente, o además, se puede extraer energía térmica adicional del fluido de transferencia de calor durante la operación de presión deslizante. Después de que se ha extraído el calor del fluido de transferencia de calor para evaporar el vapor durante la operación a presión máxima, la temperatura del fluido de transferencia de calor aún puede ser suficiente para hervir vapor adicional a la presión de operación reducida durante la operación de carga parcial. Esto se puede hacer, por ejemplo, invirtiendo el flujo de fluido de transferencia de calor para que pase a partir del tanque frío, a través de la caldera 470, y luego al tanque caliente, o haciendo circular el fluido de transferencia de calor a partir del tanque frío, a través de la caldera 470, y luego de regreso al tanque frío, o de cualquier otra manera adecuada.
Por ejemplo, en algunas variaciones, el fluido de transferencia de calor (por ejemplo, Caloría HT-43) puede calentarse a aproximadamente 300°C por el campo solar y usarse para producir vapor a aproximadamente 35 bar en la caldera 470 y/o almacenarse en el tanque 510 caliente. Para continuar con la generación de energía sin una entrada térmica solar coincidente a partir del campo solar al sistema de vapor (por ejemplo, durante la noche), el fluido de transferencia de calor circula a partir del tanque caliente a través de la caldera 470, donde el fluido de transferencia de calor puede enfriarse a unos 250°C, por ejemplo, y luego almacenarse en el tanque 530 frío. El vapor de la caldera 470 y de la MTHRU 230 se mezcla y sobrecalienta en la HTHRU 210 a partir de aproximadamente 250°C hasta aproximadamente 415°C, por ejemplo, y luego se expande a través del generador 410 de turbina de vapor para producir energía. Por ejemplo, la caldera 470 puede producir alrededor de 126,000 libras/hora de vapor saturado el cual se mezcla con alrededor de 21,000 libras/hora de vapor saturado producido por MTHRU 230, sobrecalentado y luego expandido a través del generador de turbina de vapor para producir alrededor de 14.6 MW de energía eléctrica.
Cuando se consume el volumen de fluido de transferencia de calor caliente almacenado en el tanque 510 caliente, el generador 410 de turbina de vapor puede continuar funcionando a menor potencia usando el vapor producido en la MTHRU 230, opcionalmente más algo de vapor adicional producido por un atemperador usado para limitar la temperatura del vapor. Como se indicó anteriormente, aproximadamente el mismo volumen de vapor ingresaría al generador de turbina de vapor, por lo que su presión de aceleración se reduciría a aproximadamente 6 bar, por ejemplo, y el generador de turbina de vapor produciría menos energía, por ejemplo, aproximadamente 2 MW.
Alternativamente, o además, el fluido de transferencia de calor “frío” en el tanque 530 frío (a aproximadamente 250°C, por ejemplo) podría usarse para generar más vapor a una presión más baja en la caldera 470 en paralelo con MTHRU 230 para aumentar la salida del generador de energía de la turbina de vapor. Por ejemplo, la caldera 470 puede producir aproximadamente 2200 libras/hora de vapor saturado a aproximadamente 11.4 bar, el cual luego se mezclaría con vapor de MTHRU 230, también a aproximadamente 11.4 bar y se sobrecalentaría a aproximadamente 415°C y se expandiría a través del generador de turbina de vapor para producir alrededor de 4 MW.
El caudal de vapor debe satisfacer las leyes de la termodinámica, las cuales establecen un punto de apriete o una diferencia mínima de temperatura de acercamiento entre el fluido de transferencia de calor y el vapor en la caldera 470, como se ilustra en la Figura 4, la cual muestra la temperatura del vapor y el fluido de transferencia de calor para las condiciones de la placa de identificación de las Tablas 1A-1G y una condición de carga parcial que se muestra en las Tablas 3A-3G. En la Figura 4, el gráfico 360 es para vapor de 62.2 bar, el gráfico 370 es para fluido de transferencia de calor en una descarga de calor de primer paso del almacenamiento de energía térmica (por ejemplo, a partir del tanque caliente), el gráfico 380 es para vapor de 32 bar y el gráfico 390 es para fluido de transferencia de calor en un segundo paso de descarga de calor del almacenamiento de energía térmica (por ejemplo, del tanque frío).
En condiciones de carga parcial, se impone una restricción mecánica adicional, a saber, que la tasa de flujo volumétrico en el generador 410 de turbina de vapor permanece aproximadamente sin cambios con respecto a la condición de la placa de identificación, lo que requiere una presión de vapor, una densidad y una tasa de flujo másico más bajas. Con menos flujo másico de vapor a través del sistema 200 de recuperación de calor, las temperaturas del gas son más altas y el vapor que fluye a través de HTHRU 210 puede requerir un atemperador para impedir exceder las temperaturas del metal. El atemperador, utilizando agua subenfriada a alta presión de la bomba de agua de alimentación de la caldera 460 es una práctica común, y no se muestra en las Figuras 2 y 3 para simplificar.
El punto de apriete y la tasa de flujo del fluido de transferencia de calor a la caldera 470 a partir del tanque caliente (en el caso de las Tablas 1A-1G) o el tanque frío (en el caso de las Tablas 3A-3G) o los tanques fríos a la caldera 470 es el mismo. Estas condiciones dan como resultado la misma duración del tiempo de almacenamiento y funcionamiento en condiciones de carga completa y carga parcial. Alternativamente, la presión de vapor a carga parcial y la salida de potencia del generador de turbina de vapor podrían reducirse aún más, lo que permitiría reducir el caudal del fluido de transferencia de calor, extendiendo así aún más la duración de la operación a carga parcial. Son posibles diversas combinaciones de presión de carga parcial y duración de operación, sujetas a las restricciones termodinámicas y de flujo volumétrico.
También hay restricciones de transferencia de calor que deben satisfacerse en las dos condiciones de operación, es decir, debe haber suficiente transferencia de calor en las condiciones de carga nominal y parcial. La ley de enfriamiento de Newton establece que la tasa de transferencia de calor (kW) es proporcional a la diferencia de temperatura multiplicada por el área de transferencia de calor. El coeficiente de proporcionalidad, o coeficiente de transferencia de calor, depende en gran medida del número de Reynolds, el cual es aproximadamente constante porque el caudal volumétrico es constante durante la operación de presión deslizante. En consecuencia, el rendimiento de la transferencia de calor en la condición de carga parcial no es restrictivo.
La Figura 5 muestra un esquema de una configuración de ejemplo del sistema 500 de almacenamiento de energía térmica, con válvulas de tres vías 550A-E insertadas para dirigir el flujo de fluido de transferencia de calor hacia y a partir de los tanques 510 y 530 de almacenamiento. Las válvulas de tres vías son ilustrativas y se podrían usar disposiciones alternativas de válvulas y colectores para lograr el mismo resultado. El diagrama muestra la disposición de flujo “normal” descrita anteriormente y mostrada en las Figuras 2 y 3, con fluido de transferencia de calor frío que fluye a partir del tanque 530 frío a través de la válvula 550D a la bomba 540 y de allí a un campo solar para calentamiento. El fluido de transferencia de calor calentado regresa del campo solar y fluye a través de la válvula 550A hacia el tanque 510 caliente. Cuando el campo solar no esté disponible, la bomba 540 se apagará.
Para producir vapor a la presión de la placa de identificación, el fluido de transferencia de calor fluiría a partir del tanque 510 caliente a través de la válvula 550C hasta la bomba 520, a través de la caldera 470. El fluido de transferencia de calor enfriado luego regresa al tanque 530 frío a través de la válvula 550E y la válvula 550B. Para operar a carga parcial cuando el fluido de transferencia de calor se agote en el tanque 510 caliente, se cambiarían las posiciones de la válvula, de modo que el fluido de transferencia de calor saldría del tanque 530 frío, a través de la válvula 550D hacia la bomba 520 y la caldera 470, para retornar a través de la válvula 550E y la válvula 550A al tanque 550A caliente.
Sería posible continuar la operación de descarga del almacenamiento de calor a una temperatura de vapor saturado y una presión de vapor aún más baja restaurando las válvulas a la configuración original.
La válvula 550E permite que el fluido de transferencia de calor se desvíe de la caldera 470, con fines de mantenimiento, tal como transferir fluido de transferencia de calor entre tanques.
La disposición descrita en la Figura 5 se aplica a la Planta 10 o la Planta 20 o cualquier número de variantes. Se pueden usar tres o más tanques en forma rotativa, o se pueden operar múltiples tanques en disposiciones paralelas. Por ejemplo, un sistema de tanques múltiples podría dedicar el tanque de temperatura más baja al calentamiento del agua de alimentación, y reservar los tanques de temperatura más alta para hervir vapor a fin de mejorar la eficiencia exergética.
Además, este enfoque de paso múltiple puede ampliar el funcionamiento de los sistemas de almacenamiento de energía térmica que emplean medios distintos de los fluidos de transferencia de calor de baja presión de vapor, incluidos, por ejemplo, cualquiera de los medios de almacenamiento de energía térmica de ejemplo descritos anteriormente. Las temperaturas a las cuales se descarga el calor del sistema de energía térmica, el rango de temperaturas en los cuales se produce la descarga y el número de pasadas (es decir, el número de ciclos de descarga antes de que se recargue el almacenamiento de calor) pueden depender del medio de almacenamiento de calor en particular usado.
La tasa de calor para diversas condiciones operativas de un ejemplo de planta 20 eléctrica se tabula en la Tabla 2 a continuación. En esta tabla, “DSCC” indica el funcionamiento del generador de turbina de combustión y también el funcionamiento del generador de turbina de vapor utilizando el calor del fluido de transferencia de calor “caliente” del campo solar y/o el calor del almacenamiento de energía térmica en combinación con el calor del generador de la turbina de combustión, “CTG solamente” indica que el generador de turbina de vapor no está funcionando, “CTG HRSG” indica el funcionamiento del generador de turbina de combustión y también el funcionamiento del generador de turbina de vapor utilizando solo el calor del generador de turbina de combustión y no del campo solar o almacenamiento de energía térmica, y “Uso de tanque frío” indica la operación del generador de turbina de combustión y también la operación del generador de turbina de vapor usando calor del fluido de transferencia de calor “frío” del almacenamiento de energía térmica en combinación con el calor del generador de turbina de combustión. Como se muestra en la Tabla 2, la tasa de calor para la planta 20 eléctrica puede ser excepcionalmente baja en funcionamiento normal. Operando a carga parcial como se describe anteriormente (“Uso de tanque frío” o “CTG HRSG”), la tasa de calor puede ser comparable a la de una planta eléctrica de ciclo combinado convencional moderna. En consecuencia, la disposición y el funcionamiento de la planta 20 eléctrica DSCC descrita anteriormente pueden aumentar la capacidad de la planta y la utilización del almacenamiento de energía térmica y mejorar la tasa de calor.
Como se indicó anteriormente, aunque la planta 10 y la planta 20 emplean un sistema 300 solar térmico como fuente de calor para sus ciclos de fondo, se puede utilizar cualquier otra fuente de calor adecuada en lugar de la energía térmica solar. Diferentes fuentes de calor pueden almacenar calor en el sistema de almacenamiento de energía térmica a diferentes temperaturas máximas de almacenamiento. Se pueden seleccionar combinaciones de fuentes de calor, medios de almacenamiento de calor del sistema de almacenamiento de energía térmica y configuración del sistema de almacenamiento de energía térmica para producir y almacenar calor a las temperaturas deseadas. Entonces, el ciclo de fondo puede operarse a una secuencia de temperaturas y presiones para utilizar ventajosamente el calor almacenado, de manera similar a la planta 10 y la planta 20 como se describió anteriormente.
Como ejemplo adicional de una planta eléctrica DSCC, la Figura 6 muestra una planta 30 eléctrica que es muy similar a la planta 20 eléctrica de la Figura 3 en configuración y operación, excepto que la planta 30 eléctrica comprende un sistema 350 de calentamiento eléctrico en lugar del sistema 300 solar térmico.
El sistema 350 de calentamiento eléctrico utiliza resistencia o calentamiento inductivo para transformar la energía eléctrica en energía térmica para el almacenamiento en el sistema 500 de almacenamiento de energía a alta temperatura. La electricidad puede suministrarse al sistema 350 de calentamiento eléctrico a partir de cualquier fuente de generación de energía adecuada tal como, por ejemplo, una planta eléctrica alimentada con combustibles fósiles, una planta eléctrica nuclear, una planta eléctrica de turbina eólica, y una planta eléctrica solar térmica o solar fotovoltaica. La electricidad puede producirse junto a la planta 30, a una distancia de la planta 30 y transmitirse a la planta 30 a través de una red eléctrica, o puede ser una combinación de energía local y generada a distancia. La energía eléctrica se puede producir o transmitir a cualquier voltaje adecuado, ya sea como corriente alterna (CA) o corriente continua (CC). El sistema 350 de calentamiento eléctrico puede usar la energía en la forma entregada, o puede transformarla o convertirla a un voltaje y una forma de onda más adecuados para el control de la entrega de energía.
El flujo de fluido de transferencia de calor a partir del tanque 530 frío al sistema 350 de calentamiento eléctrico puede regularse en proporción a la energía eléctrica entregada al sistema 350 de calentamiento eléctrico por la bomba 540 para establecer una temperatura deseada del fluido de transferencia de calor que regresa al tanque 510 caliente. La regulación del caudal se puede realizar variando la velocidad de la bomba 540, o mediante el uso de válvulas de control para recircular el exceso de fluido de transferencia de calor de regreso al tanque 530 frío. Con los métodos que se acaban de describir, el sistema 350 de calentamiento eléctrico puede almacenar fácilmente cantidades de energía eléctrica variables en el tiempo para facilitar el equilibrio entre el suministro y la demanda eléctrica.
La temperatura del fluido de transferencia de calor que regresa al tanque 510 caliente también se puede regular ajustando la cantidad de energía eléctrica entregada al sistema 350 de calentamiento eléctrico, utilizando cualquier medio de control de temperatura adecuado, tal como conectar o interrumpir calentadores eléctricos (también conocidos como control encendido-apagado), o medios de control proporcional tales como variar el voltaje y/o la corriente suministrada a los calentadores de resistencia eléctrica dentro del sistema 350 de calentamiento eléctrico.
El sistema 350 de calentamiento eléctrico se puede usar para lograr temperaturas más altas de lo que sería posible con un sistema 300 solar térmico con base en tecnología cilindro-parabólica con base en aceite, el cual normalmente se limita a aproximadamente 390°C. El sistema 350 de calentamiento eléctrico puede, por ejemplo, calentar sal fundida a una temperatura de aproximadamente 565°C, como se practica con algunos sistemas térmicos solares lineales y de torre. El sistema 350 de calentamiento eléctrico también podría usarse para almacenar energía a una temperatura muy alta, por ejemplo, en el cambio de fase de los metales, como se hace en los hornos de arco eléctrico para la fabricación de acero, los cuales alcanzan una temperatura de 1800°C o más.
La temperatura de almacenamiento está restringida por las limitaciones materiales tanto del medio de almacenamiento como del contenedor y los sistemas de soporte. Por ejemplo, una sal fundida puede ser químicamente inestable a altas temperaturas, lo cual limita el almacenamiento solar térmico a unos 565°C. A alta temperatura, las sales fundidas también pueden ser corrosivas para los aceros utilizados en tanques, tuberías, bombas, calentadores, válvulas e instrumentos, lo cual podría requerir el uso de costosos materiales alternativos. En consecuencia, las consideraciones económicas y de confiabilidad pueden limitar la temperatura del fluido de transferencia de calor que sale del sistema 350 de calentamiento eléctrico.
Las sales fundidas utilizadas como fluidos de transferencia de calor también están restringidas a temperaturas más bajas donde la viscosidad aumenta los requisitos de potencia de bombeo y existe el riesgo de congelación. Las formulaciones de sales fundidas utilizadas en aplicaciones de energía solar de concentración de torre tienen un rango de temperatura de operación típico de 250°C a 565°C; Las formulaciones de temperatura media están disponibles con un rango de temperatura de operación de 140°C a 485°C. Cualquiera de las formulaciones permitiría una implementación de DSCC de mayor eficiencia a una presión nominal de vapor de 70 bar, con la configuración simple sin recalentamiento. El límite de operación de 250°C de la sal a temperatura más alta limitaría el funcionamiento con presión deslizante a unos 40 bar, a la vez que la sal a temperatura más baja permitiría un funcionamiento a unos 4 bar.
La temperatura más alta producida por el sistema 350 de calentamiento eléctrico aumenta la densidad del almacenamiento de energía dentro del tanque 510 caliente, lo cual puede permitir un tanque más pequeño y menos costoso y una menor cantidad de medios de almacenamiento. Una figura de mérito en la evaluación de los fluidos de transferencia de calor para el almacenamiento de energía es el producto de la densidad y el calor específico, el cual tiene unidades de kilojulios por metro cúbico por grado. En consecuencia, al aumentar el rango de temperatura en el cual opera el almacenamiento también aumenta la energía útil almacenada. Los parámetros de algunos fluidos de transferencia de calor y medios de almacenamiento de calor disponibles comercialmente se muestran a continuación en la Tabla 4.
Además de usar un fluido de transferencia de calor como medio de almacenamiento de calor, como se indicó anteriormente, los fluidos de transferencia de calor se pueden usar para transferir calor hacia o a partir de medios sólidos de almacenamiento de calor, tales como los medios de hormigón disponibles de EnergyNest o los medios de grafito disponibles de Graphite Energy. La figura de mérito del sistema EnergyNest en la Tabla 4 se derivó de la energía que supuestamente se almacena dentro de su módulo en todo el rango de temperatura. Para aprovechar al máximo la capacidad de alta temperatura del grafito, los módulos de almacenamiento de calor de grafito podrían calentarse eléctricamente, por ejemplo, incorporando elementos de calentamiento resistivos. El calor adicional almacenado a alta temperatura podría transferirse a la caldera 470 reduciendo el caudal de fluido de transferencia de calor del tanque 510 caliente y empleando una mayor caída de temperatura antes de devolver el fluido de transferencia de calor al tanque 530 frío. Alternativamente, la tasa de flujo del fluido de transferencia de calor podría mantenerse aproximadamente constante durante el caso de presión de operación normal y el caso de carga parcial, como se muestra en la Tabla 1A y la Tabla 3A.
Más en general, un método para operar una planta eléctrica DSCC tal como la planta 10 eléctrica, la planta 20 eléctrica o la planta 30 eléctrica, por ejemplo, puede comprender operar un generador de turbina de combustión para generar electricidad y producir gases de escape calientes, y almacenar calor de una fuente de calor distinta del generador de turbina de combustión en un sistema de almacenamiento de energía térmica a una temperatura T1. En un primer modo de operación, el método puede comprender producir vapor en una primera caldera calentando el agua de alimentación con calor suministrado a la temperatura T1 a partir del sistema de almacenamiento de energía térmica por un fluido de transferencia de calor, enfriando así el fluido de transferencia de calor, almacenando calor del fluido de transferencia de calor enfriado en el sistema de almacenamiento de energía térmica a una temperatura T2 < T1, calentando el vapor de la primera caldera con el calor de los gases de escape de la turbina de combustión para producir vapor sobrecalentado a la presión P1, y expandiendo el vapor sobrecalentado a la presión P1 a través del generador de la turbina de vapor para generar electricidad.
En un segundo modo de operación, después de agotar el sistema de almacenamiento de energía térmica del calor almacenado a la temperatura T1, el método puede comprender producir vapor en la primera caldera calentando el agua de alimentación con el calor suministrado a partir del sistema de almacenamiento de energía térmica a una temperatura de T2 o menos por un fluido de transferencia de calor, calentando el vapor de la primera caldera con el calor de los gases de escape de la turbina de combustión para producir vapor sobrecalentado a presión P2 < P1, y expandiendo el vapor sobrecalentado a presión P2 a través del generador de turbina de vapor para generar electricidad. La temperatura del vapor sobrecalentado puede controlarse o limitarse por medios adecuados, tal como un atemperador de pulverización de agua.
Las presiones P1 y P2 pueden ser controladas por la velocidad a la cual se suministra calor a partir del sistema de almacenamiento de energía térmica a la caldera, por ejemplo, controlando un caudal de fluido de transferencia de calor para controlar la velocidad a la cual se suministra calor a partir del sistema de almacenamiento de energía térmica a la caldera.
Tanto en el primer modo de operación como en el segundo modo de operación, el método puede comprender precalentar el agua de alimentación con el calor de los gases de escape de la turbina de combustión.
El primer modo de operación puede comprender producir vapor en una segunda caldera operada en paralelo con la primera caldera calentando el agua de alimentación con el calor de los gases de escape de la turbina de combustión, mezclando el vapor de la primera caldera con el vapor de la segunda caldera y calentando la mezcla de vapor de la primera caldera y vapor de la segunda caldera con calor de los gases de escape de la turbina de combustión para producir el vapor sobrecalentado a la presión P1. Asimismo, el segundo modo de operación puede comprender producir vapor en la segunda caldera operada en paralelo con la primera caldera calentando el agua de alimentación con el calor de los gases de escape de la turbina de combustión, mezclando el vapor de la primera caldera con el vapor de la segunda caldera, y calentar la mezcla de vapor de la primera caldera y vapor de la segunda caldera con el calor de los gases de escape de la turbina de combustión para producir el vapor sobrecalentado a la presión P2. Opcionalmente, en estas variaciones del primer y segundo modos de operación la primera caldera puede producir vapor utilizando calor exclusivamente del sistema de almacenamiento de energía térmica y la segunda caldera puede producir vapor utilizando calor exclusivamente de los gases de escape de la turbina de combustión.
El método puede comprender un tercer modo de operación que comprende suministrar calor a partir de la fuente de calor a la primera caldera a la temperatura T1, sin almacenar primero el calor en el sistema de almacenamiento de energía térmica, para producir vapor mediante el calentamiento del agua de alimentación con el calor suministrado a la temperatura T1, calentando el vapor de la primera caldera con el calor de los gases de escape de la turbina de combustión para producir vapor sobrecalentado a la presión P1, y expandiendo el vapor sobrecalentado a la presión P1 a través del generador de turbina de vapor para generar electricidad.
En el tercer modo de operación, el método puede comprender precalentar el agua de alimentación con el calor de los gases de escape de la turbina de combustión.
El tercer modo de operación puede comprender producir vapor en una segunda caldera operada en paralelo con la primera caldera calentando el agua de alimentación con el calor de los gases de escape de la turbina de combustión, mezclando el vapor de la primera caldera con el vapor de la segunda caldera y calentando la mezcla de vapor de la primera caldera y vapor de la segunda caldera con calor de los gases de escape de la turbina de combustión para producir el vapor sobrecalentado a la presión P1. Opcionalmente, en esta variante del tercer modo de operación la primera caldera puede producir vapor utilizando calor exclusivamente del sistema de almacenamiento de energía térmica y la segunda caldera puede producir vapor utilizando calor exclusivamente de los gases de escape de la turbina de combustión.
El método puede comprender un cuarto modo de operación que comprende producir vapor calentando el agua de alimentación con el calor de los gases de escape de la turbina de combustión y sin usar el calor de la fuente de calor o del sistema de almacenamiento de energía térmica, calentando el vapor con el calor de los gases de escape de la turbina de combustión y sin usar calor de la fuente de calor o del sistema de almacenamiento de energía térmica para producir vapor sobrecalentado a presión P3 < P1, y expandiendo solo el vapor sobrecalentado a presión P3, ningún otro vapor sobrecalentado, a través del generador de turbina de vapor para generar electricidad.
El método puede comprender iniciar la operación de la primera caldera y el generador de turbina de vapor usando calor de la fuente de calor, el sistema de almacenamiento de energía térmica, o la fuente de calor y el sistema de almacenamiento de energía térmica antes de iniciar la operación del generador de turbina de combustión. Esto podría reducir el consumo de combustible de arranque y las emisiones al aire.
La fuente de calor puede recoger energía solar en forma de calor. La fuente de calor puede comprender un calentador eléctrico. En este último caso, el método puede comprender alimentar el calentador eléctrico con electricidad generada con células solares fotovoltaicas, con una planta eléctrica termo solar, con una turbina eólica, con una planta hidroeléctrica, con energía nuclear, con una planta termoeléctrica alimentada con combustibles fósiles, por una planta eléctrica geotérmica, por una combinación de ambas, o con electricidad generada de cualquier otra manera adecuada.
Almacenar el calor en el sistema de almacenamiento de energía térmica puede comprender almacenar el calor en un fluido de transferencia de calor de baja presión de vapor a una presión de aproximadamente una atmósfera. En tal caso, los parámetros T1, T2, P1, y P2 pueden tener, por ejemplo, los siguientes valores: 300°C < T1 < 340°C, 35 bar < P1 < 75 bar, 240°C < T2 < 290°C, y 15 bar < P2 < 55 bar.
Almacenar el calor en el sistema de almacenamiento de energía térmica puede comprender almacenar el calor en una sal fundida. En tal caso, los parámetros T1, T2, P1, y P2 pueden tener, por ejemplo, los siguientes valores: 350°C < T1 < 600°C, 65 bar < P1 < 125 bar, 250°C < T2 < 400°C, y 30 bar < P2 < 90 bar.
Almacenar el calor en el sistema de almacenamiento de energía térmica puede comprender almacenar el calor en un medio de almacenamiento de calor sólido. En tal caso, los parámetros T1, T2, P1, y P2 pueden tener, por ejemplo, los siguientes valores: 350°C < T1 < 600°C, 65 bar < P1 < 125 bar, 250°C < T2 < 400°C, y 30 bar < P2 < 90 bar.
Más en general, los parámetros T1, T2, P1, y P2 pueden tener, por ejemplo, los siguientes valores: 300°C < T1 < 600°C, 35 bar < P1 < 125 bar, 240°C < T2 < 400°C, y 15 bar < P2 < 90 bar.
Para una planta eléctrica solar térmica híbrida de ciclo combinado DSCC con ocho horas de almacenamiento de energía térmica, la planta eléctrica podría funcionar las 24 horas del día durante los períodos de verano para lograr un factor de capacidad del 88%:
• 8 horas de plena potencia a la vez que brilla el sol y el fluido de transferencia de calor fluye a partir del campo solar al generador de vapor y al tanque caliente para almacenamiento;
• 8 horas a plena potencia con fluido de transferencia de calor que fluye a partir del tanque caliente a la caldera 470 y luego al tanque frío; y
• 8 horas de potencia parcial con fluido de transferencia de calor que fluye del tanque frío a la caldera 470 y luego al tanque caliente, o de regreso al tanque frío.
Asimismo, en periodos invernales se ampliaría el horario de operación.
Se pueden usar diversas disposiciones de tanques y tuberías para aumentar el factor de capacidad y/o reducir el coste como se describe anteriormente. La temperatura moderada del fluido de transferencia de calor en los sistemas DSCC descritos en el presente documento que emplean fluidos de transferencia de calor de baja presión de vapor puede permitir que cualquiera de los tanques contenga fluido de transferencia de calor caliente. En consecuencia, las funciones de almacenamiento en frío y en caliente pueden alternar entre dos tanques, o se pueden usar tres o más tanques en forma rotativa, con un tanque que recibe fluido de transferencia de calor y los otros contienen fluido de transferencia de calor a temperaturas más altas.
La operación óptima de la planta 10 y 20 eléctrica híbrida solar depende de los parámetros de rendimiento (por ejemplo, capacidad de almacenamiento, capacidad de campo solar, capacidad del generador de turbina de combustión) los cuales deben establecerse durante el diseño, así como parámetros que son variables durante la operación de la planta eléctrica. Además, el pronóstico de recursos solares, la cantidad instantánea de recursos, la capacidad de almacenamiento disponible y el compromiso de capacidad de energía y/o el precio comercial de la energía y el coste del combustible son factores que afectan el uso óptimo de la planta eléctrica en general. Además, las suposiciones sobre estos últimos factores pueden influir en la selección de los parámetros de diseño de rendimiento.
Para una explicación, se considera cómo ciertos parámetros y factores afectarían la operación óptima de la planta eléctrica que opera en una red sujeta a la 'Curva de pato'. Se asume la configuración de la planta eléctrica descrita anteriormente con los parámetros de operación enumerados en la Tabla 1, con cuatro horas de almacenamiento térmico a plena potencia (1700 MW-hora). En un día en particular, se pueden pronosticar ocho horas de potencia total del recurso solar térmico (4250 MW-hora). Durante el período del mediodía, cuando el recurso solar más alto está disponible y el riesgo de sobre generación de la 'curva de pato' es más alto, puede ser deseable reducir la generación y desviar la energía solar térmica hacia el almacenamiento. Pero alrededor del mediodía solar, el sistema solar térmico podría tener una capacidad de 600 MW, lo que significa que el almacenamiento se recargaría por completo en 3 horas.
Anticipándose a la necesidad de almacenar energía en el sistema de almacenamiento de energía térmica, el plan operativo óptimo puede intentar agotar completamente el almacenamiento de energía durante la madrugada y luego dividir el fluido de transferencia de calor caliente entre la caldera y el almacenamiento, con la intención de que el almacenamiento se llena justo cuando el recurso solar ya no podía suministrar la capacidad total de la caldera. Dado que el recurso solar es diferente cada día del año, esto es un desafío de lograr, una vez que se ha seleccionado una cantidad fija de almacenamiento. En consecuencia, los parámetros de diseño pueden optimizarse para maximizar el valor de los sistemas de almacenamiento y energía solar térmica durante la vida útil de la planta eléctrica. Una vez que se ha seleccionado un punto de diseño, la estrategia operativa puede optimizarse para lograr el máximo de ingresos, dadas las tarifas de combustible y electricidad, las cuales pueden variar de acuerdo con la hora del día.
Los generadores de turbina de combustión tienen la capacidad de quemar una diversidad de combustibles además del gas natural. En caso de que una emergencia interrumpa el suministro de gas combustible, el fluido de transferencia de calor podría quemarse en el generador de turbina de combustión para mantener la generación de energía. Aunque tal evento inesperado (provocado, por ejemplo, por un desastre natural como un terremoto) nunca podría ocurrir, las plantas de energía solar descritas en esta especificación pueden facilitar fácilmente la operación de emergencia, con la provisión de tuberías de aceite combustible, boquillas, atomizadores, etc.
Otras modificaciones serán evidentes para los expertos en la técnica a la luz de esta descripción dentro del alcance de las reivindicaciones adjuntas. Por ejemplo, el calor de un sistema de almacenamiento de energía térmica puede usarse para producir vapor para mantener los sellos del condensador y/o para fijar un calentador de agua de alimentación de desaireación.
Tabla 1A Flujos de gas a través de CTG 100 y HRSG 200
Figure imgf000016_0001
Tabla 1B Flujos de vapor y agua
Figure imgf000016_0002
Tabla 1C Flujos de HTF entre Sistema 500 de almacenamiento y Caldera 470
Figure imgf000016_0003
Figure imgf000017_0001
Tabla 1D Flujos de HTF entre LTHRU 240 y desaireador 450
Figure imgf000017_0002
Tabla 1E Flujo de aire a través del condensador 420 enfriado por aire
Figure imgf000017_0003
Tabla 1F Funciones de calentamiento
Figure imgf000017_0004
Tabla 1G Generación y Eficiencia Eléctrica
Figure imgf000017_0005
Tabla 2 Rendimiento de la planta eléctrica
Figure imgf000018_0002
Tabla 3A Fluos de as a través de CTG 100 HRSG 200
Figure imgf000018_0001
Tabla 3B Fluos de vapor a ua
Figure imgf000018_0003
Tabla 3C Fluos de HTF entre Sistema 500 de almacenamiento Caldera 470
Figure imgf000018_0004
Tabla 3D Fluos HTF entre LTHRU 240 Desaireador 450
Figure imgf000018_0005
Figure imgf000019_0001
Tabla 3E Flujo de aire a través del condensador 420 enfriado por aire
Figure imgf000019_0002
Tabla 3F Funciones de calentamiento
Figure imgf000019_0003
Tabla 3G Generación y Eficiencia Eléctrica
Figure imgf000019_0004
Tabla 4 Fluidos de transferencia de calor medios de almacenamiento de calor
Figure imgf000019_0005
Figure imgf000020_0001

Claims (15)

REIVINDICACIONES
1. Un método para operar una planta (10, 20, 30) de energía eléctrica de ciclo combinado, comprendiendo el método: operar un generador (100) de turbina de combustión para generar electricidad y producir gases de escape calientes; almacenar calor de una fuente (300, 350) de calor distinta del generador (100) de turbina de combustión en un sistema (500) de almacenamiento de energía térmica a una temperatura T1; y
en un primer modo de operación:
producir vapor en una primera caldera (470) calentando agua de alimentación con calor suministrado a temperatura T1 a partir del sistema (500) de almacenamiento de energía térmica por un fluido de transferencia de calor, enfriando así el fluido de transferencia de calor y almacenando calor del fluido de transferencia de calor enfriado en el sistema (500) de almacenamiento de energía térmica a una temperatura T2 < T1;
calentar el vapor de la primera caldera (470) con el calor de los gases de escape de la turbina (100) de combustión para producir vapor sobrecalentado a la presión P1; y
expandir el vapor sobrecalentado a la presión P1 a través de un generador (410) de turbina de vapor para generar electricidad;
caracterizado por:
en un segundo modo de operación, después de agotar el sistema (500) de almacenamiento de energía térmica del calor almacenado a la temperatura T1:
producir vapor en la primera caldera (470) calentando agua de alimentación con calor suministrado a partir del sistema (500) de almacenamiento de energía térmica a una temperatura de T2 o menos por un fluido de transferencia de calor, sin calor adicional de la fuente (300, 350) de calor;
calentar el vapor de la primera caldera (470) con el calor de los gases de escape de la turbina (100) de combustión para producir vapor sobrecalentado a una presión P2 < P1; y
expandir el vapor sobrecalentado a la presión P2 a través del generador de turbina (410) de vapor para generar electricidad.
2. El método de la reivindicación 1, en donde la presión P1 y la presión P2 están controladas cada una por una tasa a la cual se suministra calor a partir del sistema (500) de almacenamiento de energía térmica a la primera caldera (470).
3. El método de la reivindicación 2, que comprende controlar un caudal de fluido de transferencia de calor para controlar la tasa a la cual se suministra calor a partir del sistema (500) de almacenamiento de energía térmica a la caldera (470).
4. El método de la reivindicación 1 que comprende, tanto en el primer modo de operación como en el segundo modo de operación, precalentar el agua de alimentación con el calor de los gases de escape de la turbina (100) de combustión.
5. El método de la reivindicación 1 que comprende:
en el primer modo de operación:
producir vapor en una segunda caldera (230) operada en paralelo con la primera caldera (470) calentando el agua de alimentación con el calor de los gases de escape de la turbina (100) de combustión;
mezclar el vapor de la primera caldera (470) con el vapor de la segunda caldera; y
calentar la mezcla de vapor de la primera caldera y vapor de la segunda caldera (230) con el calor de los gases de escape de la turbina (100) de combustión para producir el vapor sobrecalentado a la presión P1.
y en el segundo modo de operación:
producir vapor en la segunda caldera (230) que funciona en paralelo con la primera caldera (470) calentando el agua de alimentación con el calor de los gases de escape de la turbina (100) de combustión;
mezclar el vapor de la primera caldera (470) con el vapor de la segunda caldera (230); y
calentar la mezcla de vapor de la primera caldera (470) y vapor de la segunda caldera (230) con el calor de los gases de escape de la turbina (100) de combustión para producir el vapor sobrecalentado a la presión P2.
6. El método de la reivindicación 5, en donde en el primer y segundo modos de operación la primera caldera (470) produce vapor usando calor exclusivamente del sistema (500) de almacenamiento de energía térmica y la segunda caldera (230) produce vapor usando calor exclusivamente de los gases de escape de la turbina (100) de combustión.
7. El método de la reivindicación 1, que comprende:
en un tercer modo de operación:
suministrar calor a partir de la fuente (300, 350) de calor a la primera caldera (470) a la temperatura T1, sin almacenar primero el calor en el sistema (500) de almacenamiento de energía térmica, para producir vapor calentando el agua de alimentación con el calor suministrado a la temperatura T1;
calentar el vapor de la primera caldera (470) con el calor de los gases de escape de la turbina (100) de combustión para producir vapor sobrecalentado a la presión P1; y
expandir el vapor sobrecalentado a la presión P1 a través del generador (410) de turbina de vapor para generar electricidad.
8. El método de la reivindicación 7, comprendiendo en el tercer modo de operación precalentar el agua de alimentación con el calor de los gases de escape de la turbina (100) de combustión.
9. El método de la reivindicación 7, comprendiendo en el tercer modo de operación:
producir vapor en una segunda caldera (230) operada en paralelo con la primera caldera (470) calentando el agua de alimentación con el calor de los gases de escape de la turbina (100) de combustión;
mezclar el vapor de la primera caldera (470) con el vapor de la segunda caldera (230); y
calentar la mezcla de vapor de la primera caldera (470) y vapor de la segunda caldera (230) con el calor de los gases de escape de la turbina (100) de combustión para producir el vapor sobrecalentado a la presión P1.
10. El método de la reivindicación 9, en donde en el tercer modo de operación la primera caldera (470) produce vapor usando calor exclusivamente de la fuente (300, 350) de calor y la segunda caldera (230) produce vapor usando calor exclusivamente de los gases de escape de la turbina (100) de combustión.
11. El método de la reivindicación 1, que comprende:
en un cuarto modo de operación:
producir vapor calentando el agua de alimentación con el calor de los gases de escape de la turbina (100) de combustión y sin usar el calor de la fuente (300, 350) de calor o el sistema (500) de almacenamiento de energía térmica;
calentar el vapor con el calor de los gases de escape de la turbina (100) de combustión y sin usar calor de la fuente (300, 350) de calor o del sistema (500) de almacenamiento de energía térmica para producir vapor sobrecalentado a presión P3 < P1; y
expandir solo el vapor sobrecalentado a la presión P3, ningún otro vapor sobrecalentado, a través del generador (410) de turbina de vapor para generar electricidad.
12. El método de cualquiera de las reivindicaciones 1-11, en donde almacenar el calor en el sistema (500) de almacenamiento de energía térmica comprende almacenar el calor en un fluido de transferencia de calor de baja presión de vapor a una presión de aproximadamente una atmósfera; y
300°C < T1 < 340°C;
35 bar < P1 < 75 bar;
240°C < T2 < 290°C; y
15 bar < P2 < 55 bar.
13. El método de cualquiera de las reivindicaciones 1-11, en donde almacenar el calor en el sistema (500) de almacenamiento de energía térmica comprende almacenar el calor en una sal fundida; y
350°C < T1 < 600°C;
65 bar < P1 < 125 bar;
250°C < T2 < 400°C; y
30 bar < P2 < 90 bar.
14. El método de cualquiera de las reivindicaciones 1-11, en donde almacenar el calor en el sistema (500) de almacenamiento de energía térmica comprende almacenar el calor en un medio de almacenamiento de calor sólido; y
350°C < T1 < 600°C;
65 bar < P1 < 125 bar;
250°C < T2 < 400°C; y
30 bar < P2 < 90 bar.
15. El método de cualquiera de las reivindicaciones 1-11, comprendiendo iniciar la operación de la primera caldera (470) y el generador (410) de turbina de vapor utilizando el calor de la fuente (300, 350) de calor, el sistema (500) de almacenamiento de energía térmica, o la fuente (300, 350) de calor y el sistema (500) de almacenamiento de energía térmica antes de iniciar la operación del generador (100) de turbina de combustión.
ES16863071T 2015-11-05 2016-11-04 Plantas eléctricas de ciclo combinado de almacenamiento disponible Active ES2940609T3 (es)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201562251338P 2015-11-05 2015-11-05
PCT/US2016/060608 WO2017079617A1 (en) 2015-11-05 2016-11-04 Dispatchable storage combined cycle power plants

Publications (1)

Publication Number Publication Date
ES2940609T3 true ES2940609T3 (es) 2023-05-09

Family

ID=58662921

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
ES16863071T Active ES2940609T3 (es) 2015-11-05 2016-11-04 Plantas eléctricas de ciclo combinado de almacenamiento disponible

Country Status (4)

Country Link
US (3) US10982570B2 (es)
EP (1) EP3371421B1 (es)
ES (1) ES2940609T3 (es)
WO (1) WO2017079617A1 (es)

Families Citing this family (50)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10094219B2 (en) 2010-03-04 2018-10-09 X Development Llc Adiabatic salt energy storage
WO2014052927A1 (en) 2012-09-27 2014-04-03 Gigawatt Day Storage Systems, Inc. Systems and methods for energy storage and retrieval
WO2016195968A1 (en) 2015-06-01 2016-12-08 Conlon William M Part load operation of liquid air power and storage system
WO2016195999A1 (en) 2015-06-03 2016-12-08 Conlon William M Liquid air power and storage with carbon capture
WO2016204893A1 (en) 2015-06-16 2016-12-22 Conlon William M Cryogenic liquid energy storage
WO2017069922A1 (en) 2015-10-21 2017-04-27 Conlon William M High pressure liquid air power and storage
US11053847B2 (en) 2016-12-28 2021-07-06 Malta Inc. Baffled thermoclines in thermodynamic cycle systems
US10233833B2 (en) 2016-12-28 2019-03-19 Malta Inc. Pump control of closed cycle power generation system
US10233787B2 (en) 2016-12-28 2019-03-19 Malta Inc. Storage of excess heat in cold side of heat engine
US10458284B2 (en) 2016-12-28 2019-10-29 Malta Inc. Variable pressure inventory control of closed cycle system with a high pressure tank and an intermediate pressure tank
US10221775B2 (en) 2016-12-29 2019-03-05 Malta Inc. Use of external air for closed cycle inventory control
US10801404B2 (en) 2016-12-30 2020-10-13 Malta Inc. Variable pressure turbine
US10436109B2 (en) 2016-12-31 2019-10-08 Malta Inc. Modular thermal storage
AT520477B1 (de) * 2017-09-15 2019-10-15 Franz Matthias Schweighofer Vorrichtung zum Erzeugen von Dampf
CN109970119B (zh) * 2017-12-28 2022-04-15 平高集团有限公司 一种清洁能源储能蓄能与海水淡化联产系统及方法
DE102018109846B4 (de) * 2018-04-24 2020-11-19 Heinrich Graucob Verfahren zur Einspeicherung elektrischer Energie
GB201808478D0 (en) * 2018-05-23 2018-07-11 Univ Edinburgh Ultra-high temperature thermal energy storage system
CN110886631B (zh) * 2018-09-07 2024-05-17 上海明华电力科技有限公司 一种光热嵌入式火电调峰系统和方法
US11101047B2 (en) 2018-10-31 2021-08-24 TERRESTRIAL ENERGY USA, Inc. Power plant system
CN109668134B (zh) * 2019-01-30 2024-01-02 思安新能源股份有限公司 一种储放热机构和电热锅炉相结合的启动锅炉系统
CN116557091A (zh) 2019-11-16 2023-08-08 马耳他股份有限公司 具有热存储介质再平衡的双动力系统泵送热能存储
CN110863871A (zh) * 2019-12-04 2020-03-06 上海豫源电力科技有限公司 一种熔盐蓄热储能优化火电调峰的系统
WO2021163065A1 (en) * 2020-02-10 2021-08-19 Conlon William M Flexible integration of stored heat and electric resources (fisher)
CN111306001B (zh) * 2020-03-02 2023-09-08 西安交通大学 一种风光反应堆系统及其工作方法
JP2023527260A (ja) * 2020-03-09 2023-06-28 ノーター／エリクセン、インク． 再生可能な発電システム及び方法
US11031781B1 (en) 2020-05-04 2021-06-08 8Me Nova, Llc Method for implementing power delivery transaction for potential electrical output of integrated renewable energy source and energy storage system facility
US11916383B2 (en) * 2020-05-04 2024-02-27 8Me Nova, Llc Implementing power delivery transaction for potential electrical output of integrated renewable energy source and energy storage system facility
EP4165288A4 (en) * 2020-06-16 2024-07-24 Cyrq Energy Inc ELECTRICITY GENERATION SYSTEMS WITH SUPERHEATERS COUPLED WITH THERMAL ENERGY STORAGE
US11434786B2 (en) * 2020-08-12 2022-09-06 Mitsubishi Power Americas, Inc. Combined-cycle power plant with thermal energy storage
US11454167B1 (en) 2020-08-12 2022-09-27 Malta Inc. Pumped heat energy storage system with hot-side thermal integration
US11480067B2 (en) 2020-08-12 2022-10-25 Malta Inc. Pumped heat energy storage system with generation cycle thermal integration
BR112023002561A2 (pt) 2020-08-12 2023-04-18 Malta Inc Sistema de armazenamento de energia térmica bombeada com integração de planta térmica
US11396826B2 (en) 2020-08-12 2022-07-26 Malta Inc. Pumped heat energy storage system with electric heating integration
US11286804B2 (en) 2020-08-12 2022-03-29 Malta Inc. Pumped heat energy storage system with charge cycle thermal integration
CN112185602B (zh) * 2020-09-15 2023-12-08 岭东核电有限公司 核电站停备机组的方法、装置、终端设备和存储介质
CN112361423B (zh) * 2020-10-30 2022-08-23 广西电网有限责任公司电力科学研究院 一种热电联产机组低压汽源升压供热装置
WO2022109296A1 (en) * 2020-11-23 2022-05-27 Conlon William M Start-up and control of liquid salt energy storage combined cycle systems
US12018596B2 (en) 2020-11-30 2024-06-25 Rondo Energy, Inc. Thermal energy storage system coupled with thermal power cycle systems
US11913361B2 (en) 2020-11-30 2024-02-27 Rondo Energy, Inc. Energy storage system and alumina calcination applications
US11913362B2 (en) 2020-11-30 2024-02-27 Rondo Energy, Inc. Thermal energy storage system coupled with steam cracking system
AU2021385430A1 (en) 2020-11-30 2023-07-06 Rondo Energy, Inc. Energy storage system and applications
CN112761745B (zh) * 2021-01-20 2022-06-03 中国科学院力学研究所 一种火力发电机组热水储能系统及方法
EP4124726A1 (en) * 2021-07-29 2023-02-01 TotalEnergies OneTech Installation for producing electricity and heat, comprising a gas turbine unit
CN113756893A (zh) * 2021-08-27 2021-12-07 北京工业大学 一种多电厂间多机组联合运行灵活性调节系统
US11611263B1 (en) * 2022-04-28 2023-03-21 Sapphire Technologies, Inc. Electrical power generation
CN114961906B (zh) * 2022-06-28 2024-05-17 西安热工研究院有限公司 一种燃气-蒸汽联合循环机组快速启动的系统及运行方法
CN115254901B (zh) * 2022-07-27 2024-08-06 西安热工研究院有限公司 一种与火电厂结合的光伏组件回收系统及方法
US11619379B2 (en) * 2022-08-16 2023-04-04 Regen Technologies Pte. Ltd. Solar thermodynamic power generator
CN116045352B (zh) * 2023-01-13 2024-08-20 西安热工研究院有限公司 一种基于熔盐储能的热电联产机组
CN115899660B (zh) * 2023-03-09 2023-05-05 中国电力工程顾问集团有限公司 一种燃煤机组的调峰系统及方法

Family Cites Families (47)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3796045A (en) * 1971-07-15 1974-03-12 Turbo Dev Inc Method and apparatus for increasing power output and/or thermal efficiency of a gas turbine power plant
US4265223A (en) * 1978-09-18 1981-05-05 The Badger Company, Inc. Method and apparatus for utilizing solar energy
US5056712A (en) * 1989-12-06 1991-10-15 Enck Harry J Water heater controller
US5384489A (en) * 1994-02-07 1995-01-24 Bellac; Alphonse H. Wind-powered electricity generating system including wind energy storage
US5444972A (en) 1994-04-12 1995-08-29 Rockwell International Corporation Solar-gas combined cycle electrical generating system
DE4434526C1 (de) 1994-09-27 1996-04-04 Siemens Ag Verfahren zum Betreiben einer Gas- und Dampfturbinenanlage sowie danach arbeitende Anlage
DE19757588A1 (de) * 1996-12-24 1998-07-02 Hitachi Ltd Stromerzeugungssystem mit Gasturbine und Energiespeicher
US6000211A (en) 1997-06-18 1999-12-14 York Research Corporation Solar power enhanced combustion turbine power plant and methods
DE10056231B4 (de) * 2000-11-13 2012-02-23 Alstom Technology Ltd. Verfahren zum Betrieb eines Kombikraftwerks
US7191597B2 (en) 2003-01-21 2007-03-20 Los Angeles Advisory Services, Inc. Hybrid generation with alternative fuel sources
US20070157614A1 (en) 2003-01-21 2007-07-12 Goldman Arnold J Hybrid Generation with Alternative Fuel Sources
US20060174622A1 (en) 2005-02-09 2006-08-10 Mark Skowronski Electrical generating system using solar energy and gas turbine
US7640746B2 (en) * 2005-05-27 2010-01-05 Markon Technologies, LLC Method and system integrating solar heat into a regenerative rankine steam cycle
DE102006035273B4 (de) * 2006-07-31 2010-03-04 Siegfried Dr. Westmeier Verfahren zum effektiven und emissionsarmen Betrieb von Kraftwerken, sowie zur Energiespeicherung und Energiewandlung
JP4322902B2 (ja) 2006-08-10 2009-09-02 川崎重工業株式会社 太陽熱発電設備および熱媒体供給設備
US20080127647A1 (en) 2006-09-15 2008-06-05 Skyfuel, Inc. Solar-Generated Steam Retrofit for Supplementing Natural-Gas Combustion at Combined Cycle Power Plants
JP4786504B2 (ja) * 2006-11-10 2011-10-05 川崎重工業株式会社 熱媒体供給設備および太陽熱複合発電設備ならびにこれらの制御方法
US20080163625A1 (en) * 2007-01-10 2008-07-10 O'brien Kevin M Apparatus and method for producing sustainable power and heat
US7954321B2 (en) * 2007-03-08 2011-06-07 Research Foundation Of The City University Of New York Solar power plant and method and/or system of storing energy in a concentrated solar power plant
FR2916101B1 (fr) * 2007-05-11 2009-08-21 Saipem Sa Installation et procedes de stockage et restitution d'energie electrique
ES2304118B1 (es) 2008-02-25 2009-07-29 Sener Grupo De Ingenieria, S.A Procedimiento para generar energia mediante ciclos termicos con vapor de presion elevada y temperatura moderada.
US8033110B2 (en) 2008-03-16 2011-10-11 Brightsource Industries (Israel) Ltd. Solar power generation with multiple energy conversion modes
KR101018774B1 (ko) * 2008-06-24 2011-03-07 주식회사 경동네트웍 온수 온도를 일정하게 유지시키기 위한 온수 공급 시스템
US7971437B2 (en) * 2008-07-14 2011-07-05 Bell Independent Power Corporation Thermal energy storage systems and methods
DE102008051384B3 (de) 2008-10-11 2010-02-11 Technische Universität Dresden Solarhybridbetriebenes Gas- und Dampfkraftwerk
US20100229523A1 (en) * 2009-03-16 2010-09-16 General Electric Company Continuous combined cycle operation power plant and method
US8171733B2 (en) * 2009-04-15 2012-05-08 General Electric Company Systems and methods involving combined cycle plants
CN102741616B (zh) 2009-05-15 2015-04-29 阿海珐太阳能公司 利用太阳辐射生产蒸汽的系统和方法
US8039984B2 (en) * 2009-05-21 2011-10-18 Advanced Solar Power Israel Ltd. System for converting solar radiation into electricity
WO2011005923A2 (en) 2009-07-08 2011-01-13 Areva Solar, Inc. Solar powered heating system for working fluid
US20110100005A1 (en) 2009-10-30 2011-05-05 Sampson Glenn A Water reclamation in a concentrated solar power-enabled power plant
WO2011068880A2 (en) 2009-12-01 2011-06-09 Areva Solar, Inc. Utilizing steam and/or hot water generated using solar energy
US8327641B2 (en) 2009-12-01 2012-12-11 General Electric Company System for generation of power using solar energy
WO2011077248A2 (en) * 2009-12-23 2011-06-30 Goebel, Olaf Combined cycle solar power generation
CH702906A1 (de) * 2010-03-26 2011-09-30 Alstom Technology Ltd Verfahren zum betrieb eines integrierten solar-kombikraftwerks sowie solar-kombikraftwerk zur durchführung des verfahrens.
US20120102950A1 (en) * 2010-11-02 2012-05-03 Alliance For Sustainable Energy, Llc. Solar thermal power plant with the integration of an aeroderivative turbine
WO2012150969A1 (en) * 2011-05-02 2012-11-08 Research Foundation Of The City University Of New York Thermal energy storage for combined cycle power plants
JP6038448B2 (ja) 2011-12-16 2016-12-07 三菱日立パワーシステムズ株式会社 太陽熱複合発電システム及び太陽熱複合発電方法
US8893505B2 (en) * 2012-02-08 2014-11-25 King Fahd University Of Petroleum And Minerals Integrated solar-gas turbine cogeneration plant
US20140033676A1 (en) 2012-08-02 2014-02-06 Raymond Pang Unique method of solar integration in combined cycle power plant
JP2014047992A (ja) 2012-08-31 2014-03-17 Hitachi Ltd 蓄熱システム及びそれを備える発電システム
JP5494770B2 (ja) * 2012-09-25 2014-05-21 三菱電機株式会社 ヒートポンプ給湯機
US9322295B2 (en) * 2012-10-17 2016-04-26 General Electric Company Thermal energy storage unit with steam and gas turbine system
US10060296B2 (en) * 2012-11-15 2018-08-28 Kevin Lee Friesth Quintuple-effect generation multi-cycle hybrid renewable energy system with integrated energy provisioning, storage facilities and amalgamated control system cross-reference to related applications
US20140223906A1 (en) * 2013-02-08 2014-08-14 Skyfuel, Inc. Solar/gas hybrid power system configurations and methods of use
WO2015149124A1 (en) * 2014-04-01 2015-10-08 Graphite Energy N.V. Use of stored heat energy in a combined cycle gas turbine power generating system
EP3152412B1 (en) * 2014-06-04 2022-07-27 William M. Conlon Dispatchable solar hybrid power plant

Also Published As

Publication number Publication date
US10982570B2 (en) 2021-04-20
EP3371421A1 (en) 2018-09-12
WO2017079617A1 (en) 2017-05-11
EP3371421B1 (en) 2023-02-15
US20220325640A1 (en) 2022-10-13
EP3371421A4 (en) 2019-07-17
US20210324765A1 (en) 2021-10-21
US11359521B2 (en) 2022-06-14
US20180245485A1 (en) 2018-08-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
ES2940609T3 (es) Plantas eléctricas de ciclo combinado de almacenamiento disponible
ES2927226T3 (es) Planta de energía híbrida solar gestionable
Ahmadi et al. Efficiency improvement of a steam power plant through solar repowering
US7640746B2 (en) Method and system integrating solar heat into a regenerative rankine steam cycle
US20140223906A1 (en) Solar/gas hybrid power system configurations and methods of use
US20080127647A1 (en) Solar-Generated Steam Retrofit for Supplementing Natural-Gas Combustion at Combined Cycle Power Plants
US20120102950A1 (en) Solar thermal power plant with the integration of an aeroderivative turbine
ES2525739A1 (es) Almacenamiento de energía térmica de alta temperatura vinculado a la red eléctrica y mejora de planta solar concentrada
EP3130770A1 (en) Optimized integrated system for solar-biomass hybrid electricity generation
US9360234B2 (en) System for improved hybridization of thermal solar and biomass and fossil fuel based energy systems
Li et al. Impacts of solar multiples on the performance of integrated solar combined cycle systems with two direct steam generation fields
US20080034757A1 (en) Method and system integrating solar heat into a regenerative rankine cycle
Turchi et al. Gas turbine/solar parabolic trough hybrid designs
CN104420906B (zh) 蒸汽轮机设备
EP1161617B1 (en) Method for optimally operating co-generation of electricity and heat and optimally operating district heating power plant
WO2014123537A1 (en) Solar/gas hybrid power system configurations and methods of use
CN107269391A (zh) 基于燃气轮机的医院综合供能系统及其应用
Mouaky et al. Energetic, exergetic and exergeoeconomic assessment of a hybrid solar/biomass poylgeneration system: A case study of a rural community in a semi-arid climate
Jensen et al. Demonstration of a concentrated solar power and biomass plant for combined heat and power
Kopp et al. Comparison of two-tank indirect thermal storage designs for solar parabolic trough power plants
EP2718553B1 (en) Power generation plant and method of operating a power generation plant
CN208504515U (zh) 一种利用相变蓄热的热电解耦供热系统
CN108800268A (zh) 适用于长距离供热的供热系统及方法
Talukder et al. Integration of parabolic trough collectors with natural gas Combined Cycle power plants in United Arab Emirates
Turchi et al. Gas turbine/solar parabolic trough hybrid design using molten salt heat transfer fluid