Estación energética de carbón. Imagen: iStockPhoto.

De hecho, esto ha conducido a importantes reducciones de costes en los últimos años.

Por Juergen Peterseim

Traducción de Alexandra Aretio 

No obstante, son necesarios más avances para mejorar la competitividad económica y el incremento de la eficiencia del ciclo a través de parámetros superiores de vapor es una opción prometedora. Todas las plantas energéticas que están en construcción y en funcionamiento utilizan parámetros de vapor subcrítico, como 565 ºC a 160 bares. Pero, en cambio, muchas estaciones energéticas que utilizan carbón operan con parámetros de supercrítico, como 620 ºC a 280 bares. También podría aplicarse esta tecnología a la CSP.

Las primeras plantas de carbón supercrítico se construyeron a finales de los años 50 para incrementar la eficiencia y la tecnología se ha desarrollado de manera significativa desde entonces. Por ejemplo, ha contribuido un incremento histórico en la eficiencia del ciclo de un 3,3 % y una reducción del 5,6 % en los gastos de capital al duplicar la implementación acumulada.

Se han empleado bloques energéticos supercríticos durante muchos años pero su utilización en plantas de CSP ha planteado sus propios retos respecto a factores como el tamaño mínimo de la turbina (250 MWe), los fluidos de trabajo de una temperatura elevada adecuada (más de 600 ºC) y el aumento de escala de la tecnología.

Hace poco, la Organización de Investigaciones Científicas e Industriales de la Commonwealth (CSIRO, por sus siglas en inglés) realizó una prueba de parámetros de vapor supercrítico en una instalación australiana. Fue un primer paso importante pero todavía queda mucho camino por delante para lograr una implementación comercial de 250 MWe.

Para incorporar el almacenamiento de energía térmica en una instalación con esa capacidad, los fluidos de trabajo deben lograr temperaturas superiores. Aunque la investigación publicada sobre la materia ha revelado que las sales fundidas pueden alcanzar los 700 ºC, todavía no hay un producto comercial disponible.

Para justificar el esfuerzo necesario, el sector debe comprender las ventajas que ofrece esta tecnología frente a las plantas subcríticas. El siguiente análisis compara las tres opciones para una planta de torre solar refrigerada por aire de 250 MWe con 7 horas de almacenamiento de energía térmica en sales fundidas y en la que el vapor solo se recalienta una vez ubicada en Australia:

   Escenario 1: Planta actual de ciclo Rankine subcrítico con parámetros de vapor de 545 ºC a 165 bares. Este concepto podría implementarse hoy en día y ya se han propuesto proyectos de 250 MW.

   Escenario 2: Torre solar que calienta vapor supercrítico de 280 bares a 545 ºC con energía solar y gas natural adicional que se recalienta para alcanzar los 620 ºC. Este concepto se podría implementar en la actualidad y el recalentamiento de vapor adicional se ha demostrado en la planta Shams 1 incluso a una presión y temperatura de vapor inferiores.

  Escenario 3: La planta supercrítica utiliza sales fundidas a 700 ºC con parámetros de vapor de 620 ºC a 280 bares. Una instalación como esta no puede implementarse inmediatamente ya que las sales fundidas necesarias para alcanzar esa temperatura no están disponibles todavía.

Las plantas de vapor supercrítico podrían lograr una eficiencia de ciclo neta del 43,9 % para el escenario 2 y un 44,2 % para el escenario 3, en comparación con el 41,3 % en el escenario 1. Se trata de un incremento significativo con efectos asociados de reducciones de costes.

Figura 1: Impacto de los diferentes escenarios en el tamaño de la instalación solar. Escenario 1 = amarillo; escenario 2 = azul; escenario 3 = verde.

La figura 1 muestra cómo afectan los tres escenarios al tamaño de la instalación solar. A pesar de tener los mismos parámetros de vapor, la eficiencia neta del ciclo en el escenario 2 es ligeramente inferior a la del escenario 3 debido a algunas pérdidas adicionales asociadas al supercalentador alimentado con gas. El incremento de los parámetros de vapor hasta los 700 ºC a 350 bares, como se propone para la última generación de plantas alimentadas con carbón, ofrecería un rendimiento neto del ciclo de 45,6 %.

Si se presupone que la planta se pone en marcha en 2025 y las reducciones de costes continúan hasta entonces, el escenario 2 ofrecería el coste de capital más bajo (4,3 USD/MWe), ya que parte de la entrada de energía solar se sustituye por gas natural. El escenario 2 ofrecería 4,7 millones de USD/MWe mientras que el escenario 1, 4,9 millones de USD/MWe.

La planta del escenario 2 ofrecería el coste capital más bajo pero su coste nivelado de la energía (LCOE, por sus siglas en inglés) se sitúa, con un precio del gas de 5,9 USD/GJ, con 120 USD/MWh idéntico al escenario 3. Por su parte, una planta del escenario 1 alcanzaría los 126 USD/MWh. Uno podría esperar una reducción mayor del LCOE pero estos análisis consideran un elevado coste de la mano de obra en Australia y un riesgo adicional para una planta pionera.

Un descubrimiento relevante es la cifra de sensibilidad del coste nivelado de la energía en el escenario 2, con respecto al precio del gas a 10 USD/GJ, que es el mismo que el coste en el escenario 1. Además, el uso de gas diluye ligeramente la ventaja ecológica pero la intensidad del carbón es, con 77 kg/MWh, baja.

La adopción de cualquier tecnología nueva implica riesgos inherentes técnicos y comerciales. En primer lugar, las pruebas solares fueron satisfactorias pero el camino hacia la construcción de una planta de 250 MWe requiere pasos intermedios.

Las turbinas supercríticas de 50 o incluso 100 MWe no están disponibles y la única opción de demostrar la tecnología a esta escala es mediante la integración en una planta de carbón supercrítico. Aunque la hibridación de CSP con carbón es discutible, sus parámetros encajan bien.

Figura 2: Ejemplo de una torre solar supercrítica de 100 MWe con 5 horas de almacenamiento térmico avanzado que equivale a una planta de carbón de 2 GWe.

La figura 2 ofrece un ejemplo del acondicionamiento de CSP equivalente a 100 MWe con 5 horas de almacenamiento de energía térmica para una planta de carbón de 2 GWe. El acondicionamiento no solo reduciría el riesgo de la producción sino también los costes, ya que podrían utilizarse los elementos caros existentes, como las turbinas de vapor. Si se tiene en cuenta que la instalación solar, el receptor y el almacenamiento de energía térmica representan el 60 % del coste capital, podría lograrse un reducción de costes inmediata del 40 %. Quizás una planta de carbón supercrítico normalmente más pequeña se pudiera convertir incluso a CSP.

Puede deducirse que el incremento de los parámetros de vapor de plantas de CSP a niveles supercríticos puede mejorar la eficiencia del ciclo y el coste nivelado de la energía. La gran escala necesaria para estas plantas coincide con las ventajas de la economía de escala en otras áreas, como la mano de obra. Por tanto, merece la pena investigar más a pesar de los restos existentes con respecto a los fluidos de trabajo y el aumento de escala de la tecnología. Existe suficiente experiencia en ingeniería en sistemas de turbinas de vapor supercrítico dentro del sector del carbón. Estos conocimientos podrían trasladarse a la CSP para mejorar su competitividad.

Sobre el autor:

El Dr. Juergen Peterseim terminó su grado en Ingeniería Industrial en Alemania en 2003 y, desde entonces, ha trabajado en el campo de la energía renovable y la ecología industrial, especializándose en la recuperación térmica, la energía a partir de biomasa y residuos, las plantas de multicombustible y la energía solar de concentración. Asimismo, en 2014 completó el doctorado en el Instituto de Futuro Sostenible (en la Universidad Tecnológica de Sídney) sobre las plantas híbridas de energía de concentración solar y su posible función en la transición a un futuro energético con bajas emisiones de carbono. Previamente, y en paralelo a su período en la Universidad Tecnológica de Sídney, fue el representante australiano de la empresa de diseño de calderas ERK Eckrohrkessel GmbH.