Integrationen av koncentrerad solenergi (CSP) med gasturbinkombinerade kraftcykler (GTCC) har blivit ett populärt ämne för forskning och utveckling, särskilt med tanke på de potentiella kostnads- och prestandafördelarna som erbjuds. En av de mest lovande integreringsmetoderna är genom ångproduktion i högtryck (HP), vilket ger överlägsna resultat både när det gäller effektivitet och kostnader jämfört med internt ångproducerande system (IP). Men det finns tekniska utmaningar som bör beaktas, särskilt när det gäller att designa ångsystemet för direkt ångproduktion och att hantera den dagliga starten av systemet från kalla förhållanden.

En nyckelfaktor för att bedöma denna integration är trycket som krävs i högtrycks ångsystemet – i vissa fall upp till cirka 2 300 psia (150-160 bar). Detta gör att systemdesignen blir mer komplex och innebär ytterligare operativa utmaningar. För att hantera dessa krav kan man välja att förstora den bakomliggande cykeln för att passa solenergioperationen, men detta innebär också en betydande kostnadsökning. Dessutom bör man beakta mognaden hos den så kallade paraboltratt-receiver (PTR) teknologin, som har dominerat marknaden för CSP sedan 1980-talet och är en mer "bankerbar" teknologi än den nya och fortfarande utvecklande CRS-teknologin.

Det finns även alternativ till högtrycks ångproduktion som bör övervägas. En sådan möjlighet är integration via ett omvärmningssystem (reheat system), vilket kan vara ett bra alternativ för att skapa ett kostnadseffektivt inträdesalternativ, särskilt om kapacitetsfaktorn (CF) är under 1.0. Ett reheat-system kan kombineras med högtrycks ångproduktion för att lindra designbegränsningarna för ångturbinen, men det kräver ytterligare optimering för att passa specifika platskrav.

När man överväger att dimensionera GTCC-anläggningen för att ta emot en högre solenergiandel, är det självklart en attraktiv strategi för att sänka den solenergi-relaterade kostnaden per installerad kW. Detta leder till ökat ESOL (se Figur 12.10) och en lägre solkostnad per installerad effekt. Men det blir också dyrare när man tar hänsyn till de ökade kostnaderna för att dimensionera GTCC-anläggningen. Ett exempel är när man ökar solenergiflödet till 200 MWsol (dubbelt så mycket som i Tabell 12.4), vilket kräver ett extra investeringsbelopp på cirka 30 miljoner dollar. Detta innebär en ökande kostnad på cirka 2 650 dollar per installerad kW, vilket är en ökning med 15 %. En korrekt utvärdering av sådana alternativ kräver simuleringar som tar hänsyn till det faktiska årliga lastprofilen för kraftproduktionen.

En annan viktig aspekt att överväga är hur systemet kan optimeras för bränslebesparingar. När man kör GTCC vid delbelastning (t.ex. 80% last) kan bränsleförbrukningen minskas avsevärt, vilket leder till lägre utsläpp och en minskad miljöpåverkan. För att kompensera för den minskade elproduktionen från gasturbinen, kan externa värmebidrag från solenergi till bottencykeln upprätthålla den önskade effektproduktionen. Detta innebär att det är möjligt att spara bränsle och upprätthålla basproduktionen ned till en cirka 90% gasturbinlast. Men om lasten sjunker under denna nivå, kan solenergisystemet inte längre kompensera för det bortfall av effekt som uppstår, utan att överskrida designgränser för utrustningen, som ångturbiner och kondensatorer.

När man räknar på ekonomiska besparingar kan det vara svårt att rättfärdiga kostnaden för solenergisystemet om inte bränslebesparingarna överstiger systemkostnaderna. Ett scenario där anläggningen skulle köra på solenergi under 3 000 timmar per år (ungefär åtta timmar om dagen) med 85% gasturbinlast kan ge en årlig bränslebesparing på cirka 15,8 miljoner dollar. För att uppnå dessa besparingar krävs dock att systemets design är optimerad för att hålla gasturbinens last på en nivå där den fortfarande kan ge tillräcklig bränslebesparing utan att överskrida systemets kapacitet.

Slutligen bör den tekniska designen av systemet beakta termisk lagring som en viktig faktor för att optimera drift och minska kostnader. Det är förståeligt att bedömningen av CSP-teknologier utifrån kostnad per installerad kW är en förenklad metod. En mer detaljerad studie bör göras baserat på den årliga elektricitetproduktionen, som tar hänsyn till både platsens specifika efterfrågeprofil och de lokala väderförhållandena. Detta påverkar särskilt den effektiva användningen av solenergi under olika perioder av året, vilket är en avgörande faktor för att förstå potentialen hos olika CSP-teknologier.

Hur Effektiv Är Starttiden För Kombinerade Cyklusanläggningar?

Information propagandas uppströms genom ångrör och HRSG-supervärmare till HRSG-förångartankarna. En kritisk del av utrustningen är HP-ångtrumman med tjocka väggar. Det som är viktigare än det faktiska ångtrycket i trumman är hur snabbt trycket stiger, det vill säga qP/qt, vilket är avgörande för att hålla den termiska belastningen på trummans väggar på en acceptabel nivå.

I äldre konventionella uppstartsteknologier styrdes ångtemperaturen av gasturbinens avgaser (flöde och temperatur) som pumpades in i HRSG. I moderna kombinerade cykelkraftverk uppnås precis ångtemperaturkontroll (både HP och varm återuppvärmning) genom användning av TAs (terminal attemperators). Ångan från HRSG-supervärmarens utgång kyls genom kondensatspray som tillsätts i ångflödet. Detta möjliggör noggrant temperaturkontroll i systemet och förbättrar prestandan.

En modern, kaskadiserad ångavledningssystem, även känt som "blöt avledning" (eller europeisk avledning), är en förbättrad version av äldre system. "Blöt" syftar på att HP-ångan, innan den passerar genom ångturbinen, först går genom återuppvärmningssupervärmarna innan den leds till kondensorn. Fördelen med denna metod är den kylande effekten av ångan som flödar genom återuppvärmningssupervärmarens rör, som utsätts för het avgaser. I äldre avledningssystem skickades HP-ångan direkt till kondensorn, utan att passera återuppvärmningssupervärmarna, vilket resulterade i högre temperaturer och fördyrade materialkrav för supervärmarrören.

De gamla systemens nackdelar är tvåfaldiga: 1) Avsaknaden av ångkyla krävde användning av dyra legeringsmaterial för rören i återuppvärmningssupervärmarna, vilket ökar kostnaderna för HRSG. 2) Långa, dyra rörledningar för HP-ångan från HRSG till kondensorn. I det moderna systemet placeras avlastningsventiler och attemperatorer nära kondensorn, vilket reducerar behovet av långa och dyra rör för högtemperaturånga. Den kontrollerade sprutningen av vatten i ångflödet ser också till att ångans temperatur inte överstiger de specifikationer som anges för kondensorn, vilket säkerställer att turbinens livslängd inte förkortas genom att utsättas för skadliga värmebelastningar.

Vid uppstart av ångturbinaggregatet rullas det till FSNL (Full Speed No Load) under påverkan av ånga som flödar genom turbinen. Detta kan uppnås genom HP- eller IP-ångtillförsel. Fram till den punkten är ångturbinen inaktiv, det vill säga roterar vid turbingeneratorns hastighet (några varv per minut). Under uppstarten används en stresskontroller som säkerställer att termiska påfrestningar hålls på en hanterbar nivå. En korrekt uppstart är avgörande för att förhindra termisk stress som kan förkorta livslängden på utrustningen.

I kombinerade cyklar med flera axlar (multi-shaft konfiguration) installeras ett SSS-koppling (Steam Turbine Clutch) mellan ångturbinen och generatorn. När gasturbinen startas och synkroniseras till nätet, kopplas generatorn in först, medan ångturbinen förblir frånkopplad till det att den rullat upp till synkron hastighet. Vid den punkten kopplas ångturbinen till generatorn för att börja producera elektricitet vid full effekt.

Starttiderna för de flesta moderna system är längre än vad som ofta annonseras av tillverkare. För flera nyare anläggningar som använder den konventionella HRSG-teknologin förväntas de faktiska starttiderna vara mer än dubbelt så långa som de "snabba" starttiderna som marknadsförs, som till exempel 226 minuter för en kall start, 128 minuter för en varm start och 38 minuter för en het start. Det är dock viktigt att förstå att det inte finns någon verklig ekonomisk drivkraft för att starta anläggningen på rekordtid, särskilt efter en lång stilleståndstid för underhåll. Företag föredrar att starta anläggningarna långsamt, vilket också bidrar till minskad termisk stress och bättre hållbarhet för utrustningen.

Vid längre stillestånd av anläggningar där uppstart sker efter flera dagars eller veckors stillestånd, som vid planerat underhåll, föredras en långsam uppvärmningsprocedur. För att vara i linje med lufttillståndet, som tillåter ett visst antal utsläpp från gasturbinerna, måste anläggningarna startas enligt bestämda protokoll. Anläggningar har till exempel specifika gränser för utsläpp av NOx och andra ämnen som regleras av miljömyndigheter och dessa måste följas för att undvika böter och andra påföljder. Därför föredrar många anläggningar att följa de mer konventionella uppstartstiderna för att säkerställa att alla system fungerar på ett effektivt och ekonomiskt sätt.

Hur fungerar komprimerad luftenergilagring (CAES) och dess operativa egenskaper?

Komprimerad luftenergilagring (CAES) är en teknologi som använder komprimerad luft för att lagra energi och kan användas för att generera elektricitet vid behov. När en CAES-anläggning är i drift, styrs hela processen genom växling mellan olika driftlägen som kräver noggrant samspel mellan turbiner, motorer och kompressorer.

Vid drift i kompressionsläge, där luften pumpas in i en underjordisk grotta, används en turbin som drivrutin för kompressorn. För att få turbinen att arbeta effektivt behövs ett tillräckligt högt luftflöde, vilket innebär att det finns en viss tid innan turbinen kan nå sin fulla kapacitet. Under den initiala fasen synkroniseras kompressorns motor med turbinen så att båda arbetar på samma hastighet. När synkronisering är uppnådd fungerar den synkrona växelström (AC) maskinen som en motor, vilket gör att kompressorn drivs medan turbinen successivt saktar ner.

För att växla från ett driftläge till ett annat är det viktigt att förstå det kritiska samspelet mellan dessa olika faser. Ett exempel på en sådan växling ses i de CAES-anläggningar som opererar i Huntorf eller McIntosh, där den största utmaningen är att byta mellan att generera elektricitet (avlasta elnätet) och att komprimera luft (ladda lagringssystemet). Det är under sådana omställningar som maskinens synkronisering och inverkan på elnätet kräver särskild uppmärksamhet.

Vid drift i kompressionsläge måste turboexpandern startas och den synkrona AC-maskinen (MG) sätts igång när hastigheten på turboexpander och generator är densamma. När det gäller drift i generatorläge, där kompressorn inte är aktiv, måste både turboexpander och MG stängas ner, och rotorn måste saktas ner till nästan noll för att kunna aktivera kompressorn igen.

En annan viktig aspekt av CAES-systemet är det som kallas för simultan komprimering och generation, ett läge där både kompression och generation sker samtidigt. Detta sker vid nödsituationer, till exempel vid Huntorf, där systemet fortfarande kan generera kraft (t.ex. 260 MW) även när 30 MW används för kompression. Denna dynamik innebär en reduktion i den totala effektleveransen till elnätet eftersom kompressorn absorberar en del av den genererade kraften.

För att hantera effektiviteten i dessa komplexa driftlägen används ofta särskilda lösningar som SSS-kopplingar och variabla luftflödesreglage för att justera kompressionens belastning. Dessa anordningar spelar en avgörande roll när det gäller att bibehålla stabil drift och förhindra mekaniska problem i anläggningen.

I system som McIntosh CAES anläggning tar det ungefär 45 minuter till en timme för turboexpandern och generatorn att sakta ner till låg hastighet. En flytande koppling skulle i detta sammanhang kunna vara en bra lösning för framtida CAES-anläggningar, eftersom den ger möjligheten att kontrollera kompressorns hastighet även när turboexpander och generator redan har uppnått full hastighet.

En annan nyckelfunktion i CAES är användningen av en återvinningsenhet (recuperator), som spelar en central roll för att förbättra den termiska effektiviteten under generatorfasen. Genom att återvinna värme från den varma turbinutloppsgasen minskar behovet av bränsle för förbränning, vilket kan sänka den totala värmeförlusten och förbättra anläggningens effektivitet. Detta leder till en betydande minskning av bränsleförbrukningen med 20–25%.

Men detta system är inte utan sina problem. En av de största utmaningarna är korrosion, som uppstår när den varma avgasgaserna från turbinens lågtrycksturbiner (LPT) kommer i kontakt med det kalla, komprimerade luften i recuperatorn. Detta skapar syra som kan orsaka allvarlig korrosion och skador på rören i återvinningsenheten. För att motverka detta problem har det föreslagits användning av korrosionsresistenta material, men även dessa har visat sig ha begränsad hållbarhet. En alternativ lösning som prövades var att förvärma den komprimerade luften innan den kom in i recuperatorn, vilket minskade risken för att kondensat skulle bildas och skapa korrosiva förhållanden.

Trots dessa svårigheter har innovativa lösningar som parallell- och motströmströmskonstruktioner i recuperatorn gjort det möjligt att avsevärt förbättra effektiviteten och minska risken för skador på utrustningen. Denna design har anpassats och implementerats i McIntosh CAES-anläggning och har visat sig vara framgångsrik för att optimera systemets långsiktiga drift.

Det är av största vikt att dessa problem med korrosion i återvinningssystemet adresseras, eftersom det kan påverka anläggningens livslängd och driftseffektivitet. En långsiktig strategi för att hantera dessa utmaningar är nödvändig för att säkerställa att teknologin för komprimerad luftenergilagring blir en hållbar lösning för framtidens energilagring.

Är en fyradagars arbetsvecka en hållbar lösning för företag och anställda?
Hur kognitiv belastning påverkar inlärning och design av användargränssnitt
Hur design och drift av soltermiska ånggeneratorer påverkar effektiviteten och hållbarheten
Hur fungerar värde- och referenstyper i Swift?