ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
MÁSTER EN INGENIERÍA INDUSTRIAL
AMPLIACIÓN DE POTENCIA DE UN CICLO
COMBINADO MEDIANTE COMPRESIÓN
HÚMEDA
Autor: Juan Francisco Martínez Castaño
Director: María Bibiana Parra Díaz
Madrid
Julio 2018Martínez
Castaño
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IACIÓ
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1º. Declaración de la autoría y acreditación de la misma. El autor D. Juan Francisco Martínez Castaño
DECLARA ser el titular de los derechos de propiedad intelectual de la obra:
AMPLIACIÓN DE POTENCIA DE UN CICLO COMBINADO MEDIANTE COMPRESIÓN HÚMEDA, que ésta es una obra original, y que ostenta la condición de autor en el sentido que otorga la Ley de Propiedad Intelectual.
2º. Objeto y fines de la cesión.
Con el fin de dar la máxima difusión a la obra citada a través del Repositorio institucional de la Universidad, el autor CEDE a la Universidad Pontificia Comillas, de forma gratuita y no exclusiva, por el máximo plazo legal y con ámbito universal, los derechos de digitalización, de archivo, de reproducción, de distribución y de comunicación pública, incluido el derecho de puesta a disposición electrónica, tal y como se describen en la Ley de Propiedad Intelectual. El derecho de transformación se cede a los únicos efectos de lo dispuesto en la letra a) del apartado siguiente.
3º. Condiciones de la cesión y acceso
Sin perjuicio de la titularidad de la obra, que sigue correspondiendo a su autor, la cesión de derechos contemplada en esta licencia habilita para:
a) Transformarla con el fin de adaptarla a cualquier tecnología que permita incorporarla a internet y hacerla accesible; incorporar metadatos para realizar el registro de la obra e incorporar “marcas de agua” o cualquier otro sistema de seguridad o de protección.
b) Reproducirla en un soporte digital para su incorporación a una base de datos electrónica, incluyendo el derecho de reproducir y almacenar la obra en servidores, a los efectos de garantizar su seguridad, conservación y preservar el formato.
c) Comunicarla, por defecto, a través de un archivo institucional abierto, accesible de modo libre y gratuito a través de internet.
d) Cualquier otra forma de acceso (restringido, embargado, cerrado) deberá solicitarse expresamente y obedecer a causas justificadas.
e) Asignar por defecto a estos trabajos una licencia Creative Commons. f) Asignar por defecto a estos trabajos un HANDLE (URL persistente).
4º. Derechos del autor.
El autor, en tanto que titular de una obra tiene derecho a:
a) Que la Universidad identifique claramente su nombre como autor de la misma
b) Comunicar y dar publicidad a la obra en la versión que ceda y en otras posteriores a través de cualquier medio.
c) Solicitar la retirada de la obra del repositorio por causa justificada.
d) Recibir notificación fehaciente de cualquier reclamación que puedan formular terceras personas en relación con la obra y, en particular, de reclamaciones relativas a los derechos de propiedad intelectual sobre ella.
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a) Garantizar que el compromiso que adquiere mediante el presente escrito no infringe ningún derecho de terceros, ya sean de propiedad industrial, intelectual o cualquier otro.
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c) Asumir toda reclamación o responsabilidad, incluyendo las indemnizaciones por daños, que pudieran ejercitarse contra la Universidad por terceros que vieran infringidos sus derechos e
6º. Fines y funcionamiento del Repositorio Institucional.
La obra se pondrá a disposición de los usuarios para que hagan de ella un uso justo y respetuoso con los derechos del autor, según lo permitido por la legislación aplicable, y con fines de estudio, investigación, o cualquier otro fin lícito. Con dicha finalidad, la Universidad asume los siguientes deberes y se reserva las siguientes facultades:
La Universidad informará a los usuarios del archivo sobre los usos permitidos, y no garantiza ni asume responsabilidad alguna por otras formas en que los usuarios hagan un uso posterior de las obras no conforme con la legislación vigente. El uso posterior, más allá de la copia privada, requerirá que se cite la fuente y se reconozca la autoría, que no se obtenga beneficio comercial, y que no se realicen obras derivadas.
La Universidad no revisará el contenido de las obras, que en todo caso permanecerá bajo la responsabilidad exclusive del autor y no estará obligada a ejercitar acciones legales en nombre del autor en el supuesto de infracciones a derechos de propiedad intelectual derivados del depósito y archivo de las obras. El autor renuncia a cualquier reclamación frente a la Universidad por las formas no ajustadas a la legislación vigente en que los usuarios hagan uso de las obras.
La Universidad adoptará las medidas necesarias para la preservación de la obra en un futuro.
La Universidad se reserva la facultad de retirar la obra, previa notificación al autor, en supuestos suficientemente justificados, o en caso de reclamaciones de terceros.
Madrid, a ……….. de ………... de ……….
ACEPTA
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Motivos para solicitar el acceso restringido, cerrado o embargado del trabajo en el Repositorio Institucional:
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MÁSTER EN INGENIERÍA INDUSTRIAL
AMPLIACIÓN DE POTENCIA DE UN CICLO
COMBINADO MEDIANTE COMPRESIÓN
HÚMEDA
Autor: Juan Francisco Martínez Castaño
Director: María Bibiana Parra Díaz
Madrid
Julio 2018Martínez
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Autor: Martínez Castaño, Juan Francisco.
Directora: Parra Díaz, María Bibiana.
Entidad Colaboradora: Gas Natural Fenosa.
RESUMEN DEL PROYECTO
Introducción
Recientemente México se ha consolidado como un país en crecimiento, cuyas variables macroeconómicas muestran un moderada pero constante evolución. Esta progresión ha afectado de forma directa al sector energético, el cual ha sufrido una reforma desde el año 2014. Con dicha reforma, el mercado se liberalizó y en la actualidad la cadena energética se encuentra dividida en generación, transporte, distribución y comercialización.
Además de una reforma estructural, se viene impulsando fuertemente la penetración de las energías renovables en el sector. Ejemplo de ello es la Ley de Transición Energética (LTE), que da las bases legales necesarias para incrementar y primar la participación y regulación de las energías limpias en la generación de electricidad.
Por otra parte, la Secretaría de Energía (SENER) estima que para el año 2030, la capacidad instalada necesitará unos 57.122 MW adicionales, de los cuales 21.590 MW (37,8%) serán de energías convencionales y 35.532 MW (62,2%) serán de renovables. Cabe destacar que, dentro de las convencionales, se prevé que 20.454 MW serán tecnologías de Ciclo Combinado ya que son estas centrales las que cada vez más están asumiendo la función de respaldo a las renovables [i].
Teniendo en cuenta los puntos anteriormente mencionados, se llega a la conclusión de que el sector eléctrico mexicano es un sector atractivo, con potencial de crecimiento y, que para alcanzar buenos niveles de penetración de renovables, va a necesitar de tecnologías convencionales que permitan un soporte ante las imprevisibilidades de estas fuentes de energía. Ante este escenario, ha aumentado significativamente el interés en el sector de generación convencional, en concreto en ciclos combinados y en cómo hacerlos más eficientes y productivos. En este sentido, las tecnologías de repotenciación abren un amplio abanico de posibilidades para las peculiaridades no solo técnicas sino también geográficas y climatológicas de cada central.
El presente estudio toma como referencia la Central de Ciclo Combinado de Norte Durango (CCC Norte), sobre la que se hará un análisis de cómo las tecnologías de repotenciación pueden suponer una mejora notable en el desempeño y en la rentabilidad de la central.
partes:
• Análisis del mercado eléctrico mexicano para identificar oportunidades y justificar los motivos que llevan a la empresa colaboradora a considerar embarcarse en proyectos de repotenciación.
• Evaluación de la Central de Ciclo Combinado de Norte Durango, conociendo sus elementos, peculiaridades y su desempeño actual. Para este fin, se elaborará un modelo de la central actual mediante el software Thermoflow, que se trata de un software de simulación para centrales térmicas cuyo uso está ampliamente extendido en el sector.
• Conocido el desempeño actual de la central, se procederá a hacer simulaciones de distintas alternativas de repotenciación y en diferentes condiciones ambientales empleando el mismo software que se citó anteriormente. En base a dichas simulaciones y a los datos obtenidos, se establecerá cuál es la alternativa más adecuada desde el punto de vista técnico. Las tecnologías analizadas son:
- Compresión Húmeda o “High Fogging” - HF
- Enfriadores Mecánicos o “Chiller” - EM
- Inyección de Vapor - IV
• Adicionalmente al análisis técnico, se evaluarán las alternativas de repotenciación desde un punto de vista económico, analizando el VAN, la TIR y periodo de retorno de la inversión.
• Tras haber elaborado un análisis técnico y económico, se procede a escoger la alternativa de repotenciación más beneficiosa para el caso de CCC Norte.
• Una vez escogida, se explicará en qué consiste el sistema de repotenciación elegido, se describirán las partes de la central que han de sufrir modificaciones y la implementación del sistema.
• Aprovechando que este proyecto es un proyecto real y reciente, se compararán los resultados teóricos obtenidos en los análisis con los resultados reales obtenidos en planta, verificando si los resultados vaticinados en los análisis se han cumplido. • Por último, se extraerán conclusiones en base a todos los datos analizados en este
TFM que puedan apoyar la viabilidad de proyectos de repotenciación para CCC.
Resultados
Análisis Técnico: Este análisis se ha basado en la comparación de los resultados obtenidos mediante simulaciones en Thermoflow para cada sistema de repotenciación (High Fogging, Enfriador Mecánico e Inyección de vapor), centrándose para ello en dos parámetros fundamentalmente. El primero de ellos es el incremento de potencia neta conseguido mediante cada sistema de repotenciación respecto al desempeño actual de CCC Norte, denominado Caso Base. Dicho incremento de potencia neta es extrapolado a un año entero de operación de la central, obteniendo la cantidad de energía que podría
Figura 1: Resultados del análisis técnico
(Fuente: Elaboración Propia)
Como se puede observar de la Figura 1, es la Compresión Húmeda (HF) la que obtiene un mayor incremento de potencia, seguida de la Inyección de Vapor (IV) y por último, el Enfriador Mecánico (EM) que apenas consigue incremento de energía respecto del Caso Base. Asimismo, se observa que el HF es el que más incrementa el consumo de Gas Natural mientras que es la inyección de vapor la que más incrementa el consumo de Agua.
Análisis Económico: Tras el establecimiento de una serie de hipótesis de partida tales como precios de venta de la electricidad, de compra del gas natural, costes de capital de la inversión y de operación, se procede a analizar los flujos de caja que se obtendrían con cada una de las tecnologías estudiadas. Tras esto se aplicarán herramientas de valoración de proyectos para ver la rentabilidad ofrecida por cada una de las tecnologías estudiadas.
440 460 480 500 520 540 560 580
-6,7 8,6 13,7 16,5 19,9 24,9 30,7
Ca pa cid ad N eta (M W ) Temperatura (ºC) Capacidad Neta de la Planta
0 50.000 100.000 150.000 200.000 Δ En er gía A nua l ( M W h)
Incremento Energía Anual Respecto Caso Base
0 200.000 400.000 600.000 800.000 1.000.000 1.200.000 1.400.000 Δ Con su mo GN (M M kJ /a ño)
Incremento Consumo GN Anual Respecto Caso Base
-100.000 0 100.000 200.000 300.000 400.000 500.000 Δ C on sumo A gua To ta l (m 3/a ño)
Incremento Consumo Agua Anual Respecto Caso Base
Resumen Análisis Económico
HF EM IV
VAN (MMUSD) 4,32 <0 -2,89
Payback (Años) 5,37 - 11,80
TIR (%) 18% <0 5%
Tabla 1: Resumen del Análisis Económico
(Fuente: Elaboración Propia)
De los flujos de caja evaluados, lo más destacable es que el Enfriador Mecánico genera tan poco incremento de energía excedente que ni tan si quiera es capaz de generar un EBITDA positivo. En otras palabras, esta tecnología, la cual supone la mayor inversión y una completa inhabilidad para generar resultados positivos para la Central, queda inmediatamente descartada
Entre el HF y la IV, se puede observar que el High Fogging tiene un VAN positivo mientras la IV no. Además de ello, su periodo de retorno de la inversión es considerablemente más bajo debido a la capacidad de generar en torno a un 50% más energía que la inyección de vapor. Por tanto, la conclusión que se obtiene del análisis económico es que la compresión húmeda es la tecnología más rentable de todas.
Conclusiones
La presente tesis pone de manifiesto la importancia que adquieren las centrales de ciclo combinado para hacer una función de respaldo a la producción de energía mediante fuentes renovables y hace hincapié en la oferta de sistemas de repotenciación que permiten mejorar el desempeño de dichas centrales.
De entre el abanico de tecnologías de repotenciación existentes en el mercado actual, no todas presentan la misma idoneidad ya que están sujetas a multitud de factores inherentes a la central a repotenciar y a las condiciones ambientales del emplazamiento.
A la luz de los resultados obtenidos para la central estudiada en el presente TFM, la repotenciación mediante sistema de compresión húmeda se postula como la alternativa más efectiva para la ampliación de potencia en la central en cuestión, tanto desde un punto de vista técnico como económico. En el caso particular de CCC Norte se ha obtenido un incremento de potencia neta promedio de unos 23MW que extrapolado a términos económicos se traduce en unos ingresos de
Además del análisis, se han detallado las partes fundamentales que componen la tecnología escogida (HF) y las modificaciones que se han de realizar en la central actual para la correcta integración del sistema. Como puntos a destacar del sistema propuesto se podrían citar los siguientes:
• Se trata de una tecnología con una relativamente baja inversión inicial, cuyos tiempos de instalación son inferiores a un año y que presenta una Tasa Interna de Retorno del 18%
• Uno de los principales requisitos para el funcionamiento del sistema es la disponibilidad de agua desmineralizada. Dicho requisito ha obligado a la central estudiada a aumentar su capacidad de producción de agua de esta calidad y por tanto, se convierte en uno de los principales puntos a tener en cuenta para estudiar la viabilidad de este sistema para cualquier central.
• Otro de los puntos a tener en cuenta es la especial precaución que hay que tener para evitar el deterioro de los álabes del compresor. En este aspecto, además de garantizar un tamaño de gota suficientemente pequeño para la nebulización del agua, se ha de evitar a toda costa la acumulación de agua en el ducto de entrada al compresor y hay que controlar que no se encuentre en funcionamiento cuando la temperatura ambiente sea inferior a 7 C, para evitar el congelamiento de las gotas.
Del resto de alternativas analizadas, la inyección de vapor resulta una vía interesante para el incremento de potencia de las turbinas de gas pero, además de no ser capaz de ofrecer resultados tan óptimos como el HF, supone incurrir en un aumento notable del consumo de agua, que en la central de Norte no es un recurso abundante. El enfriador mecánico, por el contrario, se trata de una alternativa poco efectiva para la central en cuestión debido a la existencia de un enfriador evaporativo y a la alta inversión inicial que requiere.
Otra de las conclusiones a extraer del presente trabajo es que se ha constatado la precisión y gran versatilidad del software de simulación Thermoflow para centrales de ciclo combinado, siendo la diferencia entre los resultados obtenidos mediante las simulaciones y los resultados obtenidos en la realidad inferior al 1%.
Finalmente, como conclusión global de este TFM, se puede decir que los proyectos de repotenciación de las centrales de ciclo combinado existentes permiten mejorar el desempeño de las mismas constituyendo, por tanto, una vía de ingresos económicos para la empresa propietaria de la central y un apoyo a un sistema energético de demanda creciente y con alta penetración de fuentes imprevisibles como las renovables.
Introduction
Recently, Mexico has consolidated as a growing country, whose macroeconomic variables show a moderate but constant evolution. This progression has affected directly the energy industry, which has been suffering changes since its reform came into force in 2014. With this reform, the industry has been liberalised and nowadays it is divided into power generation, transmission, distribution and commercialization.
In addition to the structural reform, the penetration of renewable energies in the sector has been strongly promoted. An example of this is the Energy Transition Law (LTE), which provides the necessary legal bases to increase the participation and regulation of clean energies in the generation of electricity.
On the other hand, the Secretary of Energy (SENER) estimates that for 2030, the current installed capacity will need 57.122 additional MW, from which 21.590 MW (37,8%) will be conventional generation and 35.532 MW (62.2%) will be renewables. It is important to outline that out of those 21.590 MW, 20.454 MW will be combined cycle power plants who are supposed to be the ones that can better support renewables [i].
Having into account the above-mentioned points, it could be concluded that Mexican power industry is an attractive one, with growth potential and that, to achieve good penetration levels of renewables, will need conventional technologies that can support renewables unpredictability. Given this scenario, interest in conventional generation sector has increased significantly, specifically in combined cycles and how to make them more efficient and productive. In this sense, repowering technologies open a wide range of possibilities for the peculiarities not only technical but also geographical and climatological of each power station.
This thesis studies the particular case of Combined Cycle Power Plant Norte-Durango, where a deep analysis will be made to determine how repowering technologies can improve performance and profitability of the power plant.
Methodology
The methodology followed for this project has different parts:
• Mexican electrical market analysis to identify opportunities and to justify the reasons that make the company consider repowering projects
of the current plant will be developed using Thermoflow, a simulation software for thermal plants whose use is quite common in the industry.
• Once the current performance of the plant is understood, simulations will be made using different repowering technologies and different weather conditions, all of them using Thermoflow. Based on the results of those simulations, the best alternative from the technical point of view will be chosen. The technologies analysed are:
- High Fogging (HF)
- Mechanical Chiller (EM)
- Steam Injection (IV)
• In addition to this technical analysis, the different alternatives will be analysed from an economical point of view analysing Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR) and Payback.
• After having made the technical and economic analysis, the repowering system most suitable for CCPP Norte will be selected
• Once the technology has been selected, it will be described the dimensioning and implementation for the plant including the parts of the plant that must suffer modifications.
• As it is a real and recent project, real results will be compared with the ones obtained with simulations to prove if the forecasted results are close to reality or not.
• Lastly, conclusions from all the analysed data will be extracted in order to support repowering projects feasibility for CCPP.
Results
Technical Analysis: This analysis has focused in the comparison of the simulation results obtained for each repowering system, putting special attention into two main parameters. The first one is the increase of net power achieved by each system when it is compared with the performance of the current plant, denominated Base Case. That increase of net power is extrapolated into a whole year, obtaining the quantity of energy that could be sold to spot market thanks to each repowering technology. The second of the parameters is focused in the consumption, being the most important ones the consumption of Natural Gas and water.
Figure 1: Results Technical Analysis
(Source: Own Elaboration)
As it can be observed in Figure 1, it is HF the one that obtains the highest increase of net power, followed by Steam Injection and the Mechanical Chiller that can barely generate increase of power. On the other hand, it is High Fogging the one that shows greater consumption of Natural Gas and it is the Steam Injection the one that increases the most the water consumption.
Economic analysis: After having taken some assumptions such as prices of electricity, price of Natural Gas, Capital Expenditure (CAPEX), Operational Expenditure (OPEX) the income statement will be calculated for each technology and each year. Then, the Free Cash Flow will be obtained and lastly some project valuation tools will be used to value the project. The following table shows the obtained parameters for each technology.
440 460 480 500 520 540
-6,7 8,6 13,7 16,5 19,9 24,9 30,7
Ca pa cida d N eta ( M W Temperatura (ºC) 0 50.000 100.000 150.000 Δ En er gía A nua l ( M W 0 200.000 400.000 600.000 800.000 1.000.000 1.200.000 1.400.000 Δ Con sumo G N ( M M kJ /a ño)
Natural Gas Consumption Increase per year
-100.000 0 100.000 200.000 300.000 400.000 500.000 Δ C on sumo A gua To ta l (m 3/a ño)
Water Consumption Increase per year
Payback (Years) 5,37 - 11,80
IRR (%) 18% <0 5%
Table 1: Economic Analysis Results
(Source: Own Elaboration)
Of the cash flows evaluated, the most remarkable thing is that the Mechanical Chiller generates so little increase in surplus energy that it is not even capable of generating a positive EBITDA. In other words, this technology, which involves the greatest investment and a complete inability to generate positive results for the Central, is immediately dismissed.
Between the HF and the SI, it can be seen that the High Fogging has a positive NPV while the SI does not. In addition, its payback period is considerably lower due to the capacity to generate around 50% more energy than Steam Injection. Therefore, the conclusion that is obtained from the economic analysis is that wet compression is the most profitable technology of all the analysed ones.
Conclusions
This thesis highlights the importance acquired by combined cycle power plants to backup renewables production of energy and emphasizes the current offer of repowering systems that allow improving the performance of these power plants.
Among the range of repowering technologies existing in the current market, not all present the same suitability as they are dependent on several factors inherent to the power plant to repower and the environmental conditions of the site.
In the light of the results obtained for the plant studied in the present work, the repowering by means of a High Fogging system is postulated as the most effective alternative for the repowering of the power plant analysed, both from a technical and economic point of view. In the particular case of CCPP Norte, an average net power increase of 23 MW has been obtained, which extrapolated to economic terms translates into approximately 4 MMUSD yearly income, being that amount proportional to the number of hours that the system is in operation at the end of the year.
In addition to the analysis, the fundamental parts of the chosen technology (HF) and the modifications that must be made in the current plant for the correct integration of the system have been detailed. As points to emphasize of the proposed system, the following could be mentioned:
• One of the main requirements for the operation of the system is the availability of demineralized water. This requirement has obliged the plant studied to increase its demineralized water production capacity and therefore, it becomes one of the main points to consider studying the viability of this system for any plant.
• Another point to consider is the special precaution that must be taken to avoid deterioration of the compressor blades. In this aspect, in addition to guaranteeing a drop size small enough for water fogging, the accumulation of water in the compressor inlet duct must be avoided. Furthermore, it must be checked that the system is not in operation when the temperature is lower than 7 C, to avoid freezing of the droplets.
Of the other alternatives analysed, the injection of steam is an interesting way to increase the power of gas turbines but, in addition to not being able to offer results as optimal as the HF, involves incurring a significant increase in water consumption, that in this power plant is not an abundant resource. The mechanical chiller, on the other hand, is an ineffective alternative for the plant in question due to the existence of an evaporative cooler and the high initial investment that it requires.
Another conclusion to be drawn from this work is that the precision and great versatility of the Thermoflow simulation software for combined cycle power plants has been confirmed. The difference between the results obtained by the simulations and the results obtained in reality is less than 1 %.
Finally, as a global conclusion of this master thesis, it could be said that the repowering projects of existing combined cycle power plants improves their performance, constituting therefore a way of economic income for the company that owns the plant and a support for an energy system with growing demand and high penetration of unpredictable sources such as renewables.
i
Índice de Contenidos
1. Introducción ... 7
1.1. Motivación ... 9
1.2. Objetivos ... 11
1.3. Metodología ... 12
1.3.1. Thermoflow ... 14
2. Estado del arte ... 15
2.1. Fundamentos de los Ciclos Combinados ... 15
2.1.1. Ciclo Brayton ... 16
2.1.2. Ciclo Rankine ... 21
2.1.3. Ciclo Combinado ... 24
2.2. Descripción de CCC Norte ... 26
2.2.1. Datos de diseño ... 27
2.2.2. Esquema de la central y diagrama de flujo ... 34
2.3. Tecnologías de repotenciación existentes ... 39
2.3.1. Tecnologías centradas en Ciclo Brayton ... 39
2.3.2. Tecnologías centradas en el Ciclo Rankine ... 41
3. Análisis de las alternativas de repotenciación ... 43
3.1. Análisis preliminar ... 43
3.2. Análisis técnico ... 44
3.2.1. Datos de partida ... 44
3.2.2. Elaboración del modelo de partida y criterio de validación ... 48
3.2.3. Casos de estudio ... 51
3.2.4. Conclusiones del análisis técnico ... 61
3.3. Análisis económico ... 66
3.3.1. Datos de partida ... 66
3.3.2. Análisis de rentabilidad económica ... 73
3.3.3. Conclusiones del análisis económico ... 73
3.4. Justificación de la alternativa escogida ... 73
4. Dimensionamiento y descripción del sistema elegido ... 75
ii
4.2. Descripción del sistema del compresión húmeda ... 78
4.2.1. Grupo de bombeo ... 79
4.2.2. Líneas de alimentación de agua a Alta Presión ... 80
4.2.3. Parrilla de boquillas ... 82
4.2.4. Sistema de drenaje ... 83
5. Modificaciones en CCC Norte para la implementación del sistema de HF ... 85
5.1. Modificación de la PTA ... 85
5.1.1. Descripción de la PTA existente ... 85
5.1.2. Ampliación de la PTA ... 87
5.2. Interfases ... 89
5.2.1. Suministro de equipos mecánicos ... 89
5.2.2. Suministro de equipos eléctricos ... 89
5.2.3. Suministro de equipos de control ... 90
5.3. Modificación del DCS ... 90
5.3.1. Control Local ... 90
5.3.2. Control Maestro ... 93
6. Comparativa entre análisis teórico y resultados reales ... 95
6.1. Información proporcionada por la central ... 95
6.2. Comparativa ...101
7. Conclusiones ...103
8. Referencias ...107
iii
Índice de Figuras
Figura 1: Evolución Capacidad Instalada y de la Demanda en México desde 2005 ... 8 Figura 2: Pronóstico de Demanda Máx. en el Sistema Eléctrico mexicano 2016-2030 .. 8 Figura 3: Central de Ciclo Combinado Norte-Durango... 9 Figura 4: Curva de Demanda diaria en México a día 27/02/2018 ... 10 Figura 5: Evolución del precio del Gas Natural ... 10 Figura 6: Esquema de la metodología empleada ... 13 Figura 7: Esquema de un Ciclo Combinado simple ... 15 Figura 8: Esquema Ciclo Brayton (dcha.) y Diagrama T-S (izq.) ... 17 Figura 9: Comparativa ciclo Brayton real e ideal ... 20 Figura 10: Esquema Ciclo Rankine (dcha.) y Diagrama T-S (izq.) ... 21 Figura 11: Comparativa del Ciclo de Rankine real y el ideal ... 23 Figura 12: Esquema de Ciclo Combinado simple (izq.) y diagrama T-S (dcha.) ... 24 Figura 13: Balance Ciclo Combinado ... 25 Figura 14: Ubicación CCC Norte Durango ... 26 Figura 15: Detalle del Aerocondensador ... 30 Figura 16: Esquema del acueducto que abastece a la central de agua ... 32 Figura 17: Diagrama de flujo CCC Norte para el CB en MA ... 37 Figura 18: Esquema de implantación de CCC Norte ... 38 Figura 19: Enfriador Evaporativo o "Eva-Cooler" de CCC Norte ... 39 Figura 20: Perfil de temperatura del año tipo ... 46 Figura 21: Distribución de carga a lo largo del año tipo ... 47 Figura 22: Diagrama del CC para Modelo de Partida en MA y Condiciones 2006 ... 50 Figura 23: Detalle del ciclo Brayton para HF en MA ... 55 Figura 24: Detalle del ciclo Brayton para EM en MA... 57 Figura 25: Detalle del CC para IV en MA ... 59 Figura 26: Potencia neta total del CC para cada sistema de aumento de potencia en función de la temperatura ambiente ... 62 Figura 27: Capacidad de producción de potencia neta excedente respecto al CB para cada sistema de aumento de potencia en función de la temperatura ambiente ... 62 Figura 28: Capacidad excedente respecto al compromiso con CFE para cada sistema de aumento de potencia en función de la temperatura ambiente ... 63 Figura 29: Incremento de energía anual respecto del CB para cada tecnología ... 63 Figura 30: Incremento de consumo de combustible anual respecto del CB para cada tecnología ... 64 Figura 31: Incremento en el consumo de agua anual respecto del CB para cada tecnología ... 64 Figura 32: Consumo de agua desmineralizada para cada sistema de aumento de potencia en función de la temperatura ambiente ... 65 Figura 33: Evolución del precio de venta de electricidad ... 68 Figura 34: Evolución del precio de compra del Gas Natural ... 68
iv
Figura 35: Esquema de funcionamiento de un sistema de High Fogging ... 76 Figura 36: Detalle del ciclo Brayton para HF en DV ... 77 Figura 37: Vista en planta (arriba) y alzado (abajo) del Grupo de Bombeo y detalle de líneas de alimentación AP ... 80 Figura 38: Detalle de líneas de alimentación en la entrada al ducto de aire ... 81 Figura 39: División de las líneas de alimentación en colectores dentro del ducto ... 81 Figura 40: Parrilla de boquillas - Detalle de hileras y Boquillas ... 83 Figura 41: Línea de drenaje y válvula antirretorno ... 83 Figura 42: Flujos de la PTA existente ... 86 Figura 43: Flujos de la PTA modificada ... 88 Figura 44: Control Local del Grupo de Bombeo del HF ... 92 Figura 45: Control Maestro de las Turbinas de Gas de CCC Norte ... 93 Figura 46: DCS TG1 (Fuente: Gas Natural Fenosa) ... 96 Figura 47: DCS TG2 (Fuente: Gas Natural Fenosa) ... 97 Figura 48: Desempeño por etapa del HF TG1 (Fuente: Gas Natural Fenosa) ... 98 Figura 49: Desempeño por etapa del HF TG2 (Fuente: Gas Natural Fenosa) ... 99
v
Índice de Tablas
Tabla 1: Composición del Gas Natural de suministro ... 31 Tabla 2: Análisis preliminar de alternativas de repotenciación ... 44 Tabla 3: Condiciones meteorológicas del año 2015 ... 45 Tabla 4: Distribución de carga del año tipo ... 46 Tabla 5: Potencia Neta Garantizada a CFE en 2015 ... 48 Tabla 6: Parámetros de diseño del caso base de CCC Norte... 49 Tabla 7: Detalle del Anexo II- Balance térmico de referencia del OEM ... 50 Tabla 8: Resultados simulación Caso Base ... 52 Tabla 9: Análisis de Excedentes para el Caso Base ... 52 Tabla 10: Resultados anuales para el Caso Base ... 53 Tabla 11: Resultados de simulaciones de HF ... 54 Tabla 12: Incrementos anuales para HF respecto CB ... 56
Tabla 13: Resultados de simulaciones de EM o “Chiller” ... 58
Tabla 14: Incrementos anuales para EM o “Chiller” respecto CB ... 58 Tabla 15: Resultados de simulaciones para IV ... 60 Tabla 16: Incrementos anuales para IV respecto CB ... 60 Tabla 17: Resumen de resultados anuales para cada tecnología ... 61 Tabla 18: Estimación de horas anuales de operación de cada sistema ... 67 Tabla 19: Coste de la tecnología para cada sistema ... 71 Tabla 20: Desglose de costes misceláneos para cada sistema... 72 Tabla 21: Resumen del Análisis Económico ... 73 Tabla 22: Dimensionamiento de etapas del HF ... 78 Tabla 23: Parámetros operativos del Grupo de Bombeo ... 79 Tabla 24: Parámetros eléctricos del Grupo de Bombeo ... 79 Tabla 25: Parrilla de boquillas ... 82 Tabla 26: Descripción de la información recibida de CCC Norte ... 95 Tabla 27: Incrementos reales de potencia neta en TG1 ...100 Tabla 28: Incrementos reales de potencia obtenidos en TG2 ...100
vi
Glosario de términos
AMD: Aguas del Municipio de Durango
AP: Alta Presión
BOP: “Balance Of Plant”
BP: Baja Presión
CCC: Central de Ciclo Combinado
CENACE: Centro Nacional de Control de Energía
CFE: Comisión Federal de Electricidad
D&A: Depreciación y Amortización
DI: Diseño de Invierno
DV: Diseño de Verano
EBIT: Ingresos Antes de Impuestos
EE: Enfriador Evaporativo
EM: Enfriador Mecánico o “Chiller”
FCF: Flujo de Caja Libre
GNF: Gas Natural Fenosa
GPG: Global Power Generation
HF: Compresión Húmeda o “High Fogging”
HRSG: Caldera de Recuperación o
“Heat Recovery Steam Generator”
IV: Inyección de Vapor
LTE: Ley de Transición Energética
LTSA: “Long Term Service Agreement”
MA: Medial Anual
ME: Máxima Extrema
ME: Mínima Extrema
MP: Media Presión
OCF: Flujo de Caja Operativo
OEM: “Original Equipment
Manufacturer”
PC: Post-Combustión
PLC: “Programable Logic Controller”
PPA: “Power Purchase Agreement”
PTA: Planta de Tratamiento de Agua
SEN: Sistema Eléctrico Nacional
SENER: Secretaría de Energía
TG: Turbina de Gas
TIR: Tasa Interna de Retorno
TV: Turbina de Vapor
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1.
Introducción
En los últimos años México se ha consolidado como un país en crecimiento, cuyas variables macroeconómicas muestran un moderada pero constante evolución. Como datos representativos, su población desde 2005 hasta 2016 ha aumentado con una tasa interanual del 1,72% pasando de tener 107,2 a 127,5 millones de habitantes. Además, el PIB también ha mostrado un incremento de en torno al 3% en el mismo periodo. Estos son sólo algunos de los signos que dan fe del desarrollo del país [i].
Esta progresión ha afectado de forma directa al sector energético, cuyo crecimiento está íntimamente ligado al desarrollo social y económico del país.
Siendo un sector estratégico, el sistema energético ha sufrido una profunda reforma en los últimos años, la cual ha sentado las bases para la consecución de un sector eléctrico liberalizado, fiable y económicamente competitivo.
Antes de la reforma, el sector eléctrico estaba organizado de una forma más tradicional en la que la Comisión Federal de Electricidad (CFE), empresa estatal, integraba verticalmente todas las actividades de la cadena energética, desde generación hasta la entrega a los usuarios finales.
Con la reforma del sector en 2014, el mercado se liberalizó y en la actualidad la cadena energética se encuentra dividida en generación, transporte, distribución y comercialización. Los consumidores adquieren la energía a través de un Mercado Eléctrico Mayorista a precios competitivos que siguen las reglas fundamentales de la oferta y la demanda. Únicamente han quedado bajo la responsabilidad del gobierno la planificación y control del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) a través del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), la transmisión y distribución de electricidad y, por último, la generación de energía nuclear.
Además de una reforma estructural, se viene impulsando fuertemente la penetración de las energías renovables en el sector. Ejemplo de ello es la Ley de Transición Energética (LTE), que da las bases legales necesarias para incrementar y primar la participación y regulación de las energías limpias en la generación de electricidad.
Para tomar una idea de cómo está siendo la evolución eléctrica mexicana, se puede hacer un breve análisis de la de la capacidad instalada y de la demanda en el país en los últimos años.
8
Figura 1: Evolución Capacidad Instalada y de la Demanda en México desde 2005
(Fuente: Elaboración propia a partir de [i])
Como se puede observar a la derecha de la Figura 1, en el año 2005 había 53.858 MW instalados, mientras que en 2015 hubo 68.045 MW, lo que supuso un incremento del 26,3%. Además de ello, los pronósticos realizados por la Secretaría de Energía (SENER) indican un crecimiento de la demanda de energía en el periodo 2016-2030 de en torno a un 72,7%, como se puede apreciar en la Figura 2.
Figura 2: Pronóstico de Demanda Máx. en el Sistema Eléctrico mexicano 2016-2030
(Fuente: Elaboración propia a partir de [i])
Tras la entrada en vigor de la reforma en 2014, la Secretaría de Energía estima que para el año 2030, la capacidad instalada necesitará unos 57.122 MW adicionales, de los cuales 21.590 MW (37,8%) serán de energías convencionales y 35.532 MW (62,2%) serán de renovables. Cabe destacar que, dentro de las convencionales, se prevé que 20.454 MW serán tecnologías de Ciclo Combinado ya que son estas centrales las que cada vez más están asumiendo la función de respaldo a las renovables [i].
31268 39840 0 10000 20000 30000 40000 50000 20 05 20 06 20 07 20 08 20 09 20 10 20 11 20 12 20 13 20 14 20 15 M W h/ h AÑO
Evolución de la Demanda Máxima
53858 68045 45000 50000 55000 60000 65000 70000 20 05 20 06 20 07 20 08 20 09 20 10 20 11 20 12 20 13 20 14 20 15 MW AÑO
Evolución de la Capacidad Instalada
39840 68792 0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 20 15 20 16 20 17 20 18 20 19 20 20 20 21 20 22 20 23 20 24 20 25 20 26 20 27 20 28 20 29 20 30 M W h/ h AÑO
9
Teniendo en cuenta todos los puntos anteriormente mencionados, se llega a la conclusión de que el sector eléctrico mexicano es un sector atractivo, con potencial de crecimiento y, que para alcanzar las cuotas de renovables fijadas, va a necesitar de tecnologías convencionales que permitan un soporte ante las imprevisibilidades de las fuentes renovables.
Ante este escenario, ha aumentado significativamente el interés en el sector de generación convencional, en concreto en ciclos combinados y en cómo hacerlos más eficientes y productivos.
Las tecnologías de repotenciación abren un amplio abanico de posibilidades para las peculiaridades no solo técnicas sino también geográficas y climatológicas de cada central convencional.
El presente estudio toma como referencia la Central de Ciclo Combinado de Norte Durango (CCC Norte), sobre la que se hará un análisis de cómo las tecnologías de repotenciación pueden suponer una mejora notable en el desempeño y en la rentabilidad económica de los Ciclos Combinados ya construidos.
1.1.
Motivación
Además de los motivos generales mencionados en la introducción, existen otras razones más concretas por las cuales la entidad colaboradora, Gas Natural Fenosa, se ha embarcado en el proyecto de repotenciación de CCC Norte.
Figura 3: Central de Ciclo Combinado Norte-Durango
10
En el año 2006, se firmó un Power Purchase Agreement (PPA), mediante el cual la central de ciclo combinado exporta su producción a la CFE por un periodo de 25 años desde la fecha de operación comercial. Según dicho acuerdo, la central pone a disposición del CENACE toda su potencia neta generada y garantizada en el contrato PPA por la que la CFE pagará cada MWh al precio establecido en el acuerdo.
Dentro de este contexto, se han dado una serie de circunstancias, que se resumen a continuación, y que respaldan la posibilidad del aumento de potencia de la central:
• La demanda de energía en México es elevada, presentado una curva con fuertes diferencias entre las horas punta y valle, lo cual dificulta la penetración de renovables y exige centrales convencionales de respaldo.
Figura 4: Curva de Demanda diaria en México a día 27/02/2018
(Fuente: Elaboración propia a partir de [iii])
• El precio del Gas Natural se ha mantenido bajo durante el último año y todos los informes parecen indicar que dichos precios se van a mantener bastante estables y en rangos relativamente bajos [ii]. Esto resulta beneficioso para las CCC, las cuales obtienen mayor margen de beneficio cuanto menor es el precio del Gas Natural.
Figura 5: Evolución del precio del Gas Natural
(Fuente: Elaboración propia a partir de US Energy Information [iv])
26000 31000 36000 41000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
De ma nda ( M W ) Hora
Curva de Demanda del Sistema Interconectado Nacional
2,62 0 1 2 3 4 5 06 /0 1/ 20 17 27 /0 1/ 20 17 17 /0 2/ 20 17 10 /0 3/ 20 17 31 /0 3/ 20 17 21 /0 4/ 20 17 12 /0 5/ 20 17 02 /0 6/ 20 17 23 /0 6/ 20 17 14 /0 7/ 20 17 04 /0 8/ 20 17 25 /0 8/ 20 17 15 /0 9/2 01 7 06 /1 0/ 20 17 27 /1 0/ 20 17 17 /1 1/ 20 17 08 /1 2/ 20 17 29 /1 2/ 20 17 19 /0 1/ 20 18 09 /0 2/ 20 18 $/ M M B TU Día
11
• En 2015 se concedieron tres Power Purchase Agreement (PPA) para Centrales de Ciclo Combinado, cuya construcción finalizará en 2019. Hasta que comience la operación de dichas centrales, se dará una gran oportunidad de venta de energía en el mercado eléctrico mexicano, ya que la demanda seguirá creciendo, los precios de venta también serán elevados y estas centrales nuevas no pueden aportar su capacidad al sistema hasta que finalice su construcción.
• La CCC Norte, como se comprobará posteriormente en el punto 3.2.3.1., tiene capacidad más que suficiente para hacer frente al contrato que tiene con la CFE. Actualmente ya dispone de un permiso autorizado de venta de excedentes de 30 MW con un modelo de venta a CFE en régimen de pequeño productor, el cual es un contrato especial diseñado por la CFE que se creó para asegurar que los pequeños productores de energía, en su mayoría renovables, tuvieran garantizada la compra de la energía que producen a pesar de su pequeño tamaño y sus precios menos competitivos.
En resumen, se desea estudiar la posibilidad de incrementar la potencia de la central en cuestión, ya que en la actualidad el mercado eléctrico en México se encuentra en una situación de alta demanda de electricidad con altos precios de venta de energía y precios bajos del combustible, lo que hace muy interesante la venta de la potencia excedente (la diferencia entre la potencia total generada por la central y la potencia neta garantizada en el contrato del PPA que se tiene firmado hasta 2035). Se pretende incrementar el excedente que ya se tiene para poder venderlo en el mercado spot cuando los precios marginales sean más altos y la mejor vía para hacer esto es mediante la aplicación de alguna de las tecnologías de repotenciación existentes en el mercado.
1.2.
Objetivos
Los objetivos principales que se persiguen con este proyecto son los siguientes:
• Entender la situación actual de la central en cuestión y los motivos por los que interesa repotenciarla. Para ello, es fundamental entender cómo funciona el ciclo combinado, conocer cuáles son sus límites y qué peculiaridades presenta.
• Analizar qué alternativa de repotenciación desde el punto de vista técnico y económico se adapta mejor a las necesidades de la central. En base a las particularidades de la central a tratar, se han de evaluar qué sistemas son los más apropiados para abordar el proyecto y qué requerimientos conllevan las distintas tecnologías de repotenciación.
• Descripción del proyecto de repotenciación mediante compresión húmeda y partes de la central implicadas. La compresión húmeda conlleva una serie de
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modificaciones en la central. Por una parte, el sistema de compresión requiere la instalación de las boquillas para el agua pulverizada en la admisión de aire del compresor. El agua pulverizada debe ser de calidad desmineralizada, por lo que se necesitará un aumento de la capacidad de producción de agua de esta calidad en la Planta de Tratamiento de Aguas (PTA) existente en la central. Por último, se tendrá en cuenta también la modificación del Sistema de Control Distribuido para la integración y control de estos sistemas y la regulación primaria y secundaria de la nueva potencia que la central va a entregar a la red. Para la integración e interconexión de todos estos sistemas con los existentes en la planta, será necesario realizar tareas de interfases entre todos los elementos.
• Analizar en qué situación queda la central tras el proyecto y comprobar si se han cumplido los pronósticos vaticinados. Tras la ejecución de un proyecto de esta envergadura, se comprobará si los objetivos marcados han sido cumplidos, no sólo desde el punto de vista tecnológico sino también económico.
1.3.
Metodología
La metodología que se seguirá para la realización de este proyecto consta de varias partes bien diferenciadas:
En primer lugar, ejecución de un análisis del mercado eléctrico mexicano para identificar oportunidades y justificar los motivos que llevan a la empresa colaboradora a considerar embarcarse en proyectos de repotenciación. Posteriormente evaluación de la Central de Ciclo Combinado de Norte Durango, conociendo sus elementos, peculiaridades y su desempeño. Por medio simulaciones en Thermoflow, se creará un modelo de partida y se establecerá un caso base respecto al cual se compararán todos los demás casos.
Conociendo el caso base de la central, se procederá a hacer simulaciones de distintas alternativas de repotenciación empleando el mismo software que se citó anteriormente. En base a dichas simulaciones, se establecerá cuál es la alternativa más adecuada desde el punto de vista técnico.
Adicionalmente al análisis técnico, se evaluarán las alternativas de repotenciación desde un punto de vista económico, quedando por tanto justificada técnica y económicamente la alternativa idónea para la repotenciación de la Central de Ciclo Combinado de Norte.
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Una vez escogida, se explicará en qué consiste el sistema de repotenciación elegido, se describirán las partes de la central que han de sufrir modificaciones y su implementación.
Aprovechando que este proyecto es un proyecto real y reciente, se compararán los resultados teóricos obtenidos en los análisis con los resultados reales obtenidos en planta, verificando si los resultados vaticinados en los análisis se han cumplido.
Por último, se extraerán conclusiones en base a todos los datos analizados en este TFM que puedan justificar la viabilidad de proyectos de repotenciación para CCC.
Figura 6: Esquema de la metodología empleada
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1.3.1. Thermoflow
Thermoflow es un desarrollador de software de ingeniería térmica para la industria de generación energética. Se fundó en 1987 y su línea de productos ha crecido hasta ser hoy el sistema más popular, probado e intuitivo disponible en la actualidad. Se trata de una compañía estable y completamente independiente que nunca ha recibido financiación de otra fuente que no sean sus propios clientes, quienes encuentran en este software un aliado imprescindible para la evaluación y simulación de sistemas de generación térmicos.
Dentro del software, se ha de distinguir entre “Thermoflow-GT pro” y “Thermoflow-GT Master”. El primero de ellos es una herramienta para el diseño de
plantas de generación basadas en turbinas de gas. Introduciendo los criterios de diseño y suposiciones iniciales, el software devuelve los balances de calor y masa, el rendimiento del sistema y el dimensionado de componentes. Este primer módulo crea el archivo base de la central, el cual será analizado en profundidad con el segundo
módulo “GT-Master”. Dicho módulo permite analizar el comportamiento de una central dadas condiciones de operación distintas a las de diseño, permitiendo tener un conocimiento más veraz de la operación de la planta según las condiciones ambientales y cargas.
Adicionalmente, existe un módulo denominado PEACE que sirve para hacer una estimación de costes de la central y de sus sistemas basado en distintos parámetros de entrada. De este modo, cualquier cambio en el diseño derivado de la instalación de algún sistema adicional o de alguna modificación se ve reflejado en los costes de inversión. PEACE es por tanto una herramienta que permite en gran medida la optimización técnica y económica de los principales equipos.
La combinación de estos módulos permite el análisis de escenarios muy diferentes, ayudando por tanto a predecir el desempeño real de la central en términos de rendimiento, consumo de combustible, producción de electricidad y también en lo que a términos económicos se refiere para así poder hacer un estudio de rentabilidad de la central.
15
2.
Estado del arte
2.1.
Fundamentos de los Ciclos Combinados
Los ciclos combinados son centrales de generación de energía eléctrica en las que se transforma la energía térmica del Gas Natural en electricidad mediante dos ciclos acoplados: el que corresponde a una turbina de gas convencional (ciclo de Brayton) y el de una turbina de vapor (ciclo de Rankine). Gracias al acoplamiento entre ambos sistemas, la diferencia de temperaturas entre el foco caliente y el foco frío es mayor que si ambos ciclos trabajasen por separado. De esta forma, se consiguen unos rendimientos teóricos de en torno al 55%-60%, que son superiores a los que conseguiría cada ciclo si funcionase de forma individual.
Este tipo de centrales utilizan el calor generado en la combustión de la turbina de gas, para llevarlo hasta un elemento recuperador del calor y es empleado para mover una o varias turbinas de vapor. Cada turbina tiene asociado un alternador que convierte la energía mecánica generada por las turbinas en energía eléctrica.
Figura 7: Esquema de un Ciclo Combinado simple
(Fuente: [v])
Los avances tecnológicos han permitido desarrollar técnicas que incrementen la potencia generada por los ciclos combinados. Dichas tecnologías están orientadas a las posibles mejoras de los dos ciclos teniendo en cuenta las particularidades que presentan cada uno de ellos.
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Entre las principales ventajas de este tipo de centrales se pueden nombrar [x]:
• El rendimiento en las centrales de ciclo combinado es muy superior frente al de una central convencional (36%). Es decir, se puede conseguir una mayor producción de energía eléctrica con un menor consumo de energía primaria. Ello supone ventajas tanto medioambientales como económicas.
• El combustible empleado contamina menos que el carbón y el petróleo o sus derivados y además de ello el transporte y suministro del mismo se hace a través de gasoductos enterrados evitando el impacto derivado de la circulación de camiones o trenes de aprovisionamiento de carbón o fueloil.
• Una central de ciclo combinado sólo requiere, para la condensación del vapor, un tercio del agua de refrigeración necesaria en las centrales térmicas convencionales.
• Las centrales de ciclo combinado pueden construirse cerca de los lugares donde se consumirá la electricidad. De este modo se acortan las líneas de tendido eléctrico, con lo que se reducen las inevitables pérdidas de electricidad y se disminuye el impacto visual.
• En la actualidad, teniendo en cuenta la descarbonización que está teniendo lugar a nivel mundial para cumplir con los objetivos medioambientales, suponen la mejor alternativa de respaldo a las renovables.
2.1.1. Ciclo Brayton
El ciclo de Brayton de una turbina de gas es un ciclo termodinámico que permite la transformación de energía térmica en energía mecánica, la cuál es transformada en energía eléctrica por medio de un generador.
Las partes fundamentales de un ciclo de Brayton son la entrada de aire, el compresor de aire, la cámara de combustión y la turbina de gas como se puede apreciar en la Figura 9.
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Se trata de un ciclo abierto pues el fluido de trabajo no sufre un proceso cíclico, pero para simplificar los cálculos se puede asumir un ciclo ideal reversible que consta de las siguientes etapas:
Figura 8: Esquema Ciclo Brayton (dcha.) y Diagrama T-S (izq.)
(Fuente: Elaboración Propia a partir de [vii])
• 1-2: Compresión isentrópica del comburente: el aire de entrada sufre una compresión en el compresor, como consecuencia de la cuál eleva su energía interna y su temperatura. El trabajo podría expresarse como:
𝑊̇12= 𝑚 ̇ ∙ 𝑐𝑃 ∙ (𝑇2− 𝑇1)
Donde:
- 𝑊̇12: trabajo del compresor por unidad de tiempo (WCompresor)
- 𝑚 ̇: flujo másico
- 𝑐𝑃: calor específico del gas a presión constante - T1: Temperatura a la entrada del compresor
- T2: Temperatura a la salida del compresor
• 2-3: Combustión - Absorción de calor isobárica: esta etapa se da en la cámara de combustión, donde el gas se expande a presión constante. El trabajo realizado es el producto de la presión por el incremento de volumen.
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Donde:
- 𝑄̇23: calor absorbido por unidad de tiempo (QAbsorbido)
- T2: Temperatura a la entrada de la cámara de combustión
- T3: Temperatura a la salida de la cámara de combustión
• 3-4: Expansión isentrópica: A medida que el aire se expande, realiza trabajo sobre la turbina de gas y disminuye su energía interna y su temperatura.
𝑊̇34 = 𝑚 ̇ ∙ 𝑐𝑃 ∙ (𝑇3− 𝑇4)
Donde:
- 𝑊̇34: trabajo de la turbina por unidad de tiempo (WTG)
- T3: temperatura a la entrada de la turbina de gas
- T4: temperatura a la salida de la turbina de gas
• 4-1: Cesión de calor a presión constante: los gases de escape abandonan la turbina de gas a menor temperatura de la que entraron. Dichos gases se disipan en el ambiente o bien son aprovechados en una caldera de recuperación para elevar la temperatura del agua del ciclo de vapor como se verá posteriormente. En la teoría se supondrá que el sistema es cerrado y que por tanto estos gases volverán a 1 para repetir el ciclo de forma indefinida. El calor liberado en el proceso 4-1 sería:
𝑄̇34= 𝑚 ̇ ∙ 𝑐𝑃 ∙ (𝑇4− 𝑇1)
Donde:
- 𝑄̇41: calor cedido al ambiente (o a una HRSG) por unidad de tiempo (QCedido)
Una vez se conoce lo que sucede en cada uno de los procesos que caracterizan el ciclo de Brayton, se puede definir el rendimiento de un ciclo de Brayton ideal.
𝜂 =𝑊̇𝑇𝐺− 𝑊̇𝐶𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟
𝑄̇𝐴𝑏𝑠𝑜𝑟𝑏𝑖𝑑𝑜 =
𝑊̇34− 𝑊̇12 𝑄̇23 =
(𝑇3− 𝑇4)−(𝑇2− 𝑇1) (𝑇3− 𝑇2)
= 1 +𝑇1− 𝑇4 𝑇3− 𝑇2
Ahora bien, si se tiene en cuenta que los procesos 1-2 y 3-4 son adiabáticos e isentrópicos (al considerar un ciclo ideal), se puede afirmar que cumplen la ley de Poisson, es decir:
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𝑝1𝑉1 𝛾
= 𝑝2𝑉2 𝛾
; 𝑝4𝑉4 𝛾
= 𝑝3𝑉23 𝛾
Donde:
- 𝛾: relación de capacidades caloríficas a presión constante (p) y volumen constante (V)
Para obtener las relaciones entre presiones y temperaturas, se puede sustituir la ecuación de los gases ideales obteniendo:
𝑝11−𝛾𝑇1𝛾= 𝑝21−𝛾𝑇2𝛾 ; 𝑝41−𝛾𝑇4𝛾 = 𝑝31−𝛾𝑇3𝛾
Además de esto, los procesos 2-3 y 4-1 se producen a presión constante (p2=p3 y
p4=p1). Teniendo esto en cuenta y sustituyendo en la ecuación anterior se llega a:
𝑝11−𝛾𝑇1𝛾= 𝑝21−𝛾𝑇2𝛾 ; 𝑝11−𝛾𝑇4𝛾 = 𝑝21−𝛾𝑇3𝛾
Y haciendo un poco de operativa, se llega a:
𝑝11−𝛾𝑇4𝛾 𝑝11−𝛾𝑇1𝛾 =
𝑝21−𝛾𝑇3𝛾 𝑝21−𝛾𝑇2𝛾
𝑇4 𝑇1
=𝑇3 𝑇2
𝑇4− 𝑇1 𝑇1
=𝑇4 𝑇1
− 1 =𝑇3− 𝑇2 𝑇2
=𝑇3 𝑇2
− 1 → 𝑇4− 𝑇1 𝑇3− 𝑇2
=𝑇1 𝑇2
Y finalmente si se vuelve a la expresión del rendimiento del ciclo de Brayton y se sustituye la relación de temperaturas a la que se ha llegado, se obtiene:
𝜂 = 𝑊̇𝑇𝐺 − 𝑊̇𝐶𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟
𝑄̇𝐴𝑏𝑠𝑜𝑟𝑏𝑖𝑑𝑜 =
𝑊̇34− 𝑊̇12
𝑄̇23 = 1 −
𝑇4− 𝑇1 𝑇3− 𝑇2
= 1 −𝑇1 𝑇2
Es decir, que el rendimiento del ciclo de Brayton ideal depende exclusivamente de la diferencia de temperaturas existente entre la entrada de aire y la salida del compresor. Esta conclusión es de vital importancia para el caso a tratar en este proyecto como posteriormente se podrá comprobar.
Es importante destacar la diferencia existente entre el proceso ideal y el real, en el cual la energía mecánica producida por la turbina es inferior a la calculada idealmente. Adicionalmente, el consumo de potencia real del compresor es mayor y el calor generado en la cámara de combustión es menor. Más concretamente se pueden especificar los fenómenos que dan lugar a estas diferencias entre el ciclo real y el ideal:
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• Las transformaciones que ocurren en la turbina y el compresor no son completamente isentrópicas dado que hay perdidas que modifican la entalpía del fluido (Pérdidas por fricción, térmicas)
• La transformación en la cámara de combustión no es perfectamente isobara.
• El gas no es perfecto
• El ciclo no es cerrado y el flujo másico no es constante
• La composición del gas varía
• En el ciclo real, asociado a la operación de la TG:
- El gas comprimido incrementa su entropía y consume más trabajo que el calculado en la compresión ideal (pérdidas internas del compresor) - A medida que se expande, el gas incrementa su entropía y produce menos
trabajo que el calculado en la expansión ideal (pérdidas internas de la turbina)
• La operación de una máquina, ya sea generadora o consumidora de trabajo, lleva asociado un rendimiento que se obtiene como la relación existente entre el trabajo que se obtendría en un proceso ideal y el trabajo que realmente se obtiene. En turbomáquinas, cuya operación es prácticamente adiabática, el proceso que se supone como ideal es el isentrópico, y según lo comentado anteriormente, los procesos de las máquinas (turbina y compresor) rara vez se dan a entropía constante.
Figura 9: Comparativa ciclo Brayton real e ideal
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2.1.2. Ciclo Rankine
El ciclo de Rankine de una turbina de vapor es un proceso termodinámico que, al igual que el ciclo de Brayton, permite la transformación de energía térmica en trabajo mecánico y éste en energía eléctrica por medio de un alternador. La diferencia fundamental entre ambas es que mientras que el Brayton es un ciclo abierto que emplea gases provenientes de una combustión en una turbina de gas, el Rankine es un ciclo cerrado que emplea vapor de agua proveniente de una caldera en una turbina de vapor.
Figura 10: Esquema Ciclo Rankine (dcha.) y Diagrama T-S (izq.)
(Fuente: Elaboración Propia a partir de [vii])
• 1-2: Compresión isentrópica: Se eleva la presión del agua en la bomba hasta que esta alcanzan las condiciones de presión establecidas en la caldera para la generación de vapor.
𝑊̇12= 𝑚 ̇ ∙ (ℎ2− ℎ1)
Donde:
- 𝑊̇12: potencia consumida por la bomba (WBomba)
- 𝑚 ̇: flujo másico
- h1: entalpía a la entrada de la bomba
- h2: entalpía a la salida de la bomba
• 2-3: Caldera: en esta fase se eleva la temperatura del agua hasta obtener vapor sobrecalentado, cuya temperatura es muy superior a la de saturación, todo ello a presión constante. En el caso de un ciclo combinado, el calor empleado para
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calentar el agua es el proveniente de los gases de escape de la turbina de gas y es aprovechado gracias a una caldera de recuperación (HRSG)
𝑄̇23= 𝑚 ̇ ∙ (ℎ3− ℎ2)
Donde:
- 𝑄̇23: es el calor absorbido por el fluido en la caldera (Qe)
- h2: Entalpía a la entrada de la caldera
- h3: Entalpía a la salida de la caldera
• 3-4: Expansión isentrópica: el vapor sobrecalentado entra en la turbina transformando su energía en trabajo mecánico. A medida que el vapor se expande en los álabes de la turbina su presión y su temperatura descienden.
𝑊̇34= 𝑚 ̇ ∙ (ℎ3− ℎ4)
Donde:
- 𝑊̇34: trabajo de la turbina de vapor (WTV)
- h3: Entalpía a la entrada de la TV
- h4: Entalpía a la salida de la TV
• 4-1: Condensación: la energía del fluido no se puede aprovechar completamente en la turbina, por lo que la energía restante ha de ser disipada por medio de un condensador. Por medio de un intercambio de temperatura con el ambiente, se vuelve a obtener agua que es redirigida a la bomba para comenzar de nuevo el ciclo.
𝑄̇41 = 𝑚 ̇ ∙ (ℎ1− ℎ4)
Donde:
- 𝑄̇41: es el calor disipado por el condensador (Qs)
- h1: Entalpía a la salida del condensador
- h4: Entalpía a la entrada del condensador
Definidos los cuatro procesos que componen el ciclo de Rankine ideal, se puede definir su rendimiento como el trabajo neto obtenido entre el trabajo aportado, resultando la siguiente expresión:
𝜂 =𝑊̇𝑇𝑉 − 𝑊̇𝐵𝑜𝑚𝑏𝑎 𝑄̇𝑒
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Cabe destacar que al igual que sucede en el ciclo Brayton, el proceso ideal difiere notablemente de lo que sucede en la realidad. Para empezar, tanto en la bomba como en la turbina de vapor se producen irreversibilidades lo que hace que la turbina no genere tanta potencia como se esperaba del ciclo ideal y provoca que la potencia real requerida por la bomba sea mayor. Análogamente se producen caídas de presión en la caldera, lo que disminuye el calor aportado por la misa y en el condensador. Al tener en cuenta dichos fenómenos, se tiene que la eficiencia del ciclo real es inferior a la del ciclo ideal.
Figura 11: Comparativa del Ciclo de Rankine real y el ideal
(Fuente: Elaboración Propia a partir de [vii])
En cuanto a ciclos combinados se refiere, la potencia de la turbina de vapor está íntimamente ligada a la potencia de la turbina de gas, de tal forma que si una cae la otra caerá al unísono debido al descenso de temperatura de los gases de escape de la turbina de gas.
A fin de contrarrestar las irreversibilidades nombradas anteriormente se opta por diferentes alternativas como serían la creación de distintos niveles de presión o la adición de sobrecalentadores.
La mayoría de ciclos combinados cuentan con calderas de recuperación de varios niveles de presión que desembocan en diferentes etapas de la turbina de vapor habitualmente denominadas cuerpos de alta, media y baja presión. La idea de esto es poder someter al vapor a ciertos procesos de recalentamiento que aprovechen al máximo la energía existente en la HRSG y así disminuir las irreversibilidades que se puedan producir.
Al añadir sobrecalentadores, se consigue aumentar el salto entálpico en la expansión que se produce en la turbina, aumentando la potencia producida por la misma.
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2.1.3. Ciclo Combinado
El ciclo combinado es el resultado de unir los dos ciclos descritos con anterioridad. En el ciclo Brayton se obtiene trabajo mecánico gracias a la combustión y expansión del gas en la turbina de gas y posteriormente estos gases de escape que están a elevada temperatura son empleados en la denominada caldera de recuperación para calentar el vapor necesario para la operación de la turbina de vapor y la consecución de trabajo mecánico en la misma. Dichos trabajos mecánicos, por medio de alternadores se transforman en energía eléctrica, la cual es evacuada de la central mediante una subestación eléctrica. La figura muestra el esquema y el diagrama T-S de un ciclo combinado simple con una turbina de gas y una de vapor.
Figura 12: Esquema de Ciclo Combinado simple (izq.) y diagrama T-S (dcha.)
(Fuente: Elaboración Propia a partir de [vii])
La eficiencia de un ciclo combinado queda definida como el trabajo mecánico útil de ambas turbinas por la energía introducida en la cámara de combustión.
𝜂𝑇𝐺 = 𝑊̇𝑇𝐺
𝑄̇𝐴𝑏𝑠𝑜𝑟𝑏𝑖𝑑𝑜 ; 𝜂𝑇𝑉 = 𝑊̇𝑇𝑉
𝑄̇𝑒 =
𝑊̇𝑇𝑉
𝑄̇𝐴𝑏𝑠𝑜𝑟𝑏𝑖𝑑𝑜(1 − 𝜂𝑇𝐺)
𝜂𝐶𝐶 =𝑊̇𝑇𝐺 + 𝑊̇𝑇𝑉
