Estudio de Viabilidad de una Central Termosolar en el...

Departament d’Enginyería Electrónica, Eléctrica i Automática

Estudio de Viabilidad de una Central Termosolar

en el Sur de España

Ingeniería en Automática y Electrónica Industrial Autor: José Manuel Ortega Montero

Tutor: Esteban del Castillo

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Estudio de Viabilidad de una Central Termosolar en el Sur de España Cap.1-Pág. 1




INDICE

2º Ciclo de Automática y Electrónica Industrial Autor: José Manuel Ortega Montero

Tutor: Esteban del Castillo

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1. Indice 2.0 Memória Descriptiva 2.0 Introducción y Justificación de las Energías Renovables 2-4 2.1 Objeto 2-7 2.2 Descripción del emplazamiento seleccionado 2-9 2.3 Bases de Partida 2-15

2.3.1 Condiciones del Terreno 2-16 2.3.2 Tecnología de Colectores 2-16 2.3.3 Obra Civil 2-18

2.3.3.1 Movimiento de Tierras 2-18 2.3.3.2 Cimentación 2-18 2.3.3.3 Bancada 2-19 2.3.3.4 Zanjas 2-19 2.3.3.5 Otros Trabajos 2-19

2.4 Descripción de la Planta 2-20 2.4.1 Campo Solar 2-20 2.4.1.1 Tecnología de Colectores Cilindro-Parabólicos 2-20 2.4.1.2 Sistema Solar 2-21 2.4.1.2.1 Reflector Cilindro Parabólico 2-22 2.4.1.2.2 Tubo Absorbente 2-24 2.4.1.3 Sistema de Seguimiento Solar 2-26 2.4.1.4 Estructura del Colector 2-30 2.4.2 Sistema de fluído térmico HTF 2-31 2.4.2.1 Aceite térmico 2-32 2.4.2.2 Tanque de Expansión 2-33 2.4.2.3 Tanques de Rebose 2-33 2.4.2.3.1 Sistema de Merma 2-34 2.4.2.3.2 Sistema de Recuperación 2-35 2.4.2.4 Tanque de Almacenamiento Auxiliar 2-35 2.4.2.5 Bombas del Sistema de Fluído Térmico 2-36 2.4.2.6 Aerorefrigerador y Aerocondensador 2-36 2.4.2.7 Calderas Auxiliares de Gas Natural 2-37 2.4.3 Sistema Generador de Vapor 2-38 2.4.3.1 Bombas de Agua de Alimentación 2-39 2.4.3.2 Generador de Vapor 2-39 2.4.3.2.1 Precalentador ó Economizador 2-41 2.4.3.2.2 Evaporador 2-41 2.4.3.2.3 Sobrecalentador 2-42 2.4.3.3 Turbina de Vapor 2-43 2.4.3.3.1 LBD/LDS Sistema de Extracción 2-44 2.4.3.3.2 MAA Sistema de la Turbina Alta Presión 2-45 2.4.3.3.3 MAC Sistema de la Turbina Baja Presión 2-53 2.4.3.3.4 MAG Sistema del Condensador 2-63 2.4.3.3.5 MAJ Sistema de Evacuación 2-65 2.4.3.3.6 MAK Sistema de Engranaje 2-67 2.4.3.3.7 MAL Sistema de Drenaje 2-70

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2.4.3.3.8 MAM Sistema del Vapor de Escape 2-73 2.4.3.3.9 MAN Sistema del Bypass 2-76 2.4.3.3.10 MAV Sistema del Aceite Lubricante 2-78 2.4.3.3.11 MAW Sistema del Vapor de Sellos 2-86

2.4.3.3.12 MAX Sistema de Aceite Hidráulico 2-90 2.4.3.3.13 MK Sistema del Generador 2-97 2.4.3.3.14 PAH Sistema de Limpiar Tubos 2-102 2.4.3.3.15 SAS Sistema de Ventilación 2-103 2.4.3.4 Sistema de Condensación 2-104 2.4.4 Sistema de Potencia 2-105 2.4.5 Sistemas de Aguas 2-106 2.4.5.1 Sistema de Agua de Circulación 2-107 2.4.5.2 Sistema de Agua de Alimentación 2-108 2.4.5.3 Sistema de Tratamiento de Efluentes 2-109 2.4.6 Bibliografía 2-110

3.0 Memória de Cálculo 3.0 Criterios de diseño 3-4 3.1 Dimensionamiento del Campo Solar 3-4 3.1.1 Operación Diurna 3-7 3.1.2 Modo Stand-by 3-7 3.1.3 Modo Anticongelación 3-7 3.1.4 Modo Mixto 3-7 3.2 Balance Energético del Campo Solar 3-8 3.2.1 Parámetros Básicos de Radiación 3-8 3.2.2 Cálculo del Rendimiento del Campo Solar 3-10 3.3 Dimensionamiento de la Turbina de Vapor 3-14 3.3.1 Analisis de la Turbina de Alta 3-17 3.3.2 Análisis del Recalentador 3-22 3.3.3 Análisis de la Turbina de Baja 3-24 3.3.4 Análisis del Condensador 3-28 3.3.5 Análisis de las Bombas de Condensado 3-28 3.3.6 Análisis del Precalentador 3-29 3.3.7 Análisis del Desgasificador 3-30 3.3.8 Análisis de las Bombas de Agua de Alimentación 3-31 3.3.9 Análisis del Intercambiador de Calor 3-32 3.3.10 Cálculo de Potencias 3-33 3.3.11 Cálculo del Rendimeinto de la Turbina de Vapor 3-34 3.4 Diseño del Alternador 3-35 3.5 Producción Eléctrica 3-37 3.5.1 Producción Eléctrica Solar 3-37 3.5.2 Distribución Horaria de la radiación solar 3-39 3.5.3 Potencia Eléctrica Nominal 3-40 3.5.4 Producción Eléctrica con Caldera Auxiliar 3-41 3.5.5 Producción Eléctrica Bruta Total 3-43 3.5.6 Autoconsumos de la Planta 3-46 3.5.6.1 Embarrado de Alta Tensión 3-46 3.5.6.2 Embarrado de Baja Tensión 3-46

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3.5.6.3 Embarrado de Servicios Auxiliares 3-47 3.5.6.4 Autoconsumos anuales 3-47 3.6 Resumen de diseño de la central 3-48 3.7 Consumo de Agua 3-49 3.8 Aire Comprimido 3-50 3.9 Almacenamiento y Distribución del N2 3-51 3.10 Estación de Regulación y Medida 3-51 3.11 Sistema Eléctrico 3-51 3.11.1 Equipos de Alta Tensión 3-52 3.11.2 Servicios Auxiliares 3-54 3.11.3 Equipos de Baja Tensión 3-56 3.11.4 Equipos de Corriente Contínua 3-57 3.11.5 Transformadores de la Instalación 3-58 3.11.6 Canalizaciones y Cables 3-62 3.11.7 Instalación de Alumbrado y Fuerza 3-63 3.11.8 Protección del Generador 3-63 3.11.9 Protecciones del Transformador de Potencia 3-64 3.11.10 Red de Tierras 3-64 3.11.11 DCS y Equipos de Teledisparo y Telecontrol 3-66 3.11.12 Equipos de Medida Comercial para Telemedida de la Cia Eléct. 3-66 3.12 Estudio Económico 3-67 3.12.1 Introducción 3-67 3.12.2 Inversión del Proyecto 3-68 3.12.3 Evaluación de Ingresos y Gastos 3-72 3.12.4 Costes 3-72 3.12.4.1 Costes del Combustible Auxiliar 3-73 3.12.4.2 Costes de Operación y Mantenimiento 3-75 3.12.4.3 Coste del agua 3-75

3.12.4.4 Coste de seguros del período de operación 3-75 3.12.4.5 Otros Costes 3-76

3.12.5 Ingresos 3-76 3.12.5.1 Marco Regulatorio 3-76 3.12.5.2 Precio de Venta de Electricidad 3-76 3.12.6 Margen de Operación de la Planta 3-79 3.12.7 Análisis Financiero 3-79 3.12.8 Período de retorno de la Inversión 3-83 3.12.9 Valor actual Neto 3-84 3.12.10 Tasa Interna de Rentabilidad 3-85 3.13 Conclusiones 3-87 3.14 Indice de Figuras 3-87 3.15 Indice de Tablas 3-87 4.Planos 4.0 TR1-L-PTB-001 Vista de la Planta 4-1 4.1TR1-L-PTB-002 Localización de la Planta 4-2 4.2 TR1-E-PTB-001 Diagrama Unifilar 4-3 4.3 Balance de Potencia de la Planta Termosolar 4-4 4.4 TR1-P-LTB-002 Circuito de aceite 4-5

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4.5 TR1-P-PTB-001 Circuito de Agua-Vapor 4-6 5. Presupuesto. 5.1 Desarrollo del Proyecto, Licencias y Contratos 5-3 5.2 Obra Civil 5-4 5.3 Campo Solar 5-7 5.4 Isla de Potencia (Power Block) 5-8 5.5 Sistema de aceite térmico HTF 5-10 5.6 BOP y Sistemas Comunes 5-11 5.7 Instalación eléctrica 5-12 5.8 Integración 5-13 5.9 Seguros y Comisiones de la Instalación 5-13 5.10 Dirección del Proyecto 5-13 5.11 Resumen del Presupuesto 5-14 6.0 Pliego de Condiciones 6.1 Objeto 6-3 6.2 Documentación del Contrato de obras 6-3 6.3 Condiciones Facultativas 6-3 6.3.1 Delimitación de las funciones técnicas 6-3 6.3.2 Derechos y Obligaciones del Contratista 6-5 6.3.3 Prescripciones relativas a trabajos y materiales 6-7 6.3.4 Recepción y garantías 6-9 6.4 Condiciones técnicas 6-12 6.4.1 Generalidades 6-12 6.4.2 Estructuras de soportación 6-13 6.4.3 Cableado 6-13 6.4.4 Conexión a la red 6-13 6.4.5 Mediciones 6-14 6.4.6 Protecciones 6-14 6.4.7 Puesta a tierra de las instalaciones 6-14 6.4.8 Compatibilidad electromagnética 6-14 6.4.9 Etapas en el montaje de la instalación 6-14 6.4.9.1 Replanteo y Obra Civil 6-15 6.4.9.2 Cimentación 6-15 6.4.9.3 Montaje de la Estructura 6-15 6.4.9.4 Colocación de módulos e instalación eléctrica 6-15 6.4.9.5 Fin de la Obra y Puesta en Marcha 6-16 6.5 Condiciones Económicas 6-16 6.5.1 Pagos de la Obra 6-16 6.5.2 Precios 6-16 6.5.3 Revisión de Precios 6-17 6.5.4 Penalizaciones 6-17 6.5.5 Modificaciones del Proyecto 6-17 6.5.6 Fianza y sanciones 6-17

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7. Anexos 7.1 Tablas de Radiación Solar 7-3 7.1.1 Radiación Normal Directa 7-4

7.1.2 Insolación Media sobre Superficie Horizontal. Datos trihorarios. 7-6 7.1.3 Insolación Media sobre Superficie Horizontal. 7-8 Distribución Horaria Porcentual 7.1.4 Radiación Normal Directa. Distribución Horaria Estimada 7-10

7.2 Datos del valor del modificador del ángulo por incidencia (K) 7-12 7.3 Grado de carga porcentual de la Planta Termosolar 7-14 7.4 Datos de la Universidad Autónoma de Barcelona 7-16 7.5 Colectores Eurotrough 7-19 7.6 Fluído Térmico HTF 7-26 8. Estudios con entidad Própia 8.1 Estudio básico de Seguridad y Salud en la Obra 8-4

8.1.1 Cumplimiento del RD 1627/97 de 24 de Octubre sobre disposiciones mínimas de Seguridad y Salud en las Obras de Construcción 8-4 8.1.2 Principios Generales aplicables durante la ejecución de la Obra 8-5 8.1.3 Identificación de los Riesgos 8-7 8.1.3.1 Medios y Maquinaria 8-8 8.1.3.2 Trabajos Previos 8-8 8.1.3.3 Instalaciones 8-8 8.1.3.4 Relación no exhaustiva de los trabajos que impliquen

riesgos Especiales (Anexo II del RD 1627/1997) 8-9 8.1.4 Medidas de Prevención y Protección 8-9 8.1.4.1 Medidas de Protección Colectiva 8-10 8.1.4.2 Medidas de Protección Individual 8-10 8.1.4.3 Medidas de Protección a Terceros 8-11 8.1.4.4 Primeros Auxilios 8-11

8.2 Plan de Mantenimiento 8-11 8.2.1 Generalidades 8-11 8.2.2 Organización de Mantenimiento 8-12 8.2.3 Políticas de Mantenimiento 8-13 8.2.4 Criticidad de las Instalaciones 8-16 8.2.5 Programa de Gestión de Mantenimiento 8-17 8.2.5.1 Módulo de Activos 8-18 8.2.5.2 Módulo de Órdenes de Trabajo 8-19 8.2.5.3 Planificación 8-20 8.2.5.4 Mantenimiento Preventivo 8-21 8.2.5.5 Contratos 8-22 8.2.5.6 Almacén 8-22 8.2.5.7 Compras 8-22 8.2.5.8 Informes de Mantenimiento y KPI´s 8-23 8.2.5.9 Gestión de Solicitudes de Trabajo 8-23 8.2.5.10 El Permiso de Trabajo 8-28 8.2.6 Programa de Mantenimiento Preventivo 8-29 8.2.6.1 Instalación Contraincendios 8-29

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8.2.6.2 Válvulas de Seguridad 8-31 8.2.6.3 Centrales Hidráulicas de movimiento de parábolas 8-32 8.2.6.4 Transformadores de Potencia (Servicios No Críticos) 8-32 8.2.6.5 Transformadores de Potencia (Servicios Críticos) 8-33 8.2.6.6 Equipos rotativos eléctricos (Motores críticos) 8-34 8.2.6.7 Equipos rotativos eléctricos (Motores No críticos) 8-34 8.2.6.8 Válvulas de control (Válvulas de regulación no críticas) 8-34 8.2.6.9 Válvulas de control (Válvulas de regulación críticas) 8-35 8.2.6.10 Transmisores de Presión 8-35 8.2.6.11 Transmisores de Temperatura 8-35 8.2.6.12 Bombas (Servicios Críticos) 8-36 8.2.6.13 Sistemas de Control Digital (DCS y PLC`s) 8-36 8.2.6.14 Purgadores de Vapor 8-37 8.2.6.15 Turbinas de Vapor (Alta y Baja Presión) 8-37 8.2.6.16 Alternador 8-37 8.2.6.17 Sistemas de Alimentación Ininterrumpida (SAI`s) 8-38 8.2.6.18 Grupos Electrógenos 8-38 8.2.6.19 Torre de Refrigeración (Control de Legionela) 8-39 8.2.7 Gestión de repuestos 8-40

Memória Descriptiva

Estudio de Viabilidad de una Central Cap.2-Pág. 1 Termosolar en el Sur de España


Estudio de Viabilidad de una Central Termosolar en el Sur de España

MEMORIA DESCRIPTIVA

2º Ciclo de Electrónica Industrial y Automática

Autor: José Manuel Ortega Montero Tutor: Esteban del Castillo



2. Memória Descriptiva. Índice 2.0 Introducción y Justificación de las Energías Renovables 2-4 2.1 Objeto 2-7 2.2 Descripción del emplazamiento seleccionado 2-9 2.3 Bases de Partida 2-15

2.3.1 Condiciones del Terreno 2-16 2.3.2 Tecnología de Colectores 2-16 2.3.3 Obra Civil 2-18

2.3.3.1 Movimiento de Tierras 2-18 2.3.3.2 Cimentación 2-18 2.3.3.3 Bancada 2-19 2.3.3.4 Zanjas 2-19 2.3.3.5 Otros Trabajos 2-19

2.4 Descripción de la Planta 2-20 2.4.1 Campo Solar 2-20 2.4.1.1 Tecnología de Colectores Cilindro-Parabólicos 2-20 2.4.1.2 Sistema Solar 2-21 2.4.1.2.1 Reflector Cilindro Parabólico 2-22 2.4.1.2.2 Tubo Absorbente 2-24 2.4.1.3 Sistema de Seguimiento Solar 2-26 2.4.1.4 Estructura del Colector 2-30 2.4.2 Sistema de fluído térmico HTF 2-31 2.4.2.1 Aceite térmico 2-32 2.4.2.2 Tanque de Expansión 2-33 2.4.2.3 Tanques de Rebose 2-33 2.4.2.3.1 Sistema de Merma 2-34 2.4.2.3.2 Sistema de Recuperación 2-35 2.4.2.4 Tanque de Almacenamiento Auxiliar 2-35 2.4.2.5 Bombas del Sistema de Fluído Térmico 2-36 2.4.2.6 Aerorefrigerador y Aerocondensador 2-36 2.4.2.7 Calderas Auxiliares de Gas Natural 2-37 2.4.3 Sistema Generador de Vapor 2-38 2.4.3.1 Bombas de Agua de Alimentación 2-39 2.4.3.2 Generador de Vapor 2-39 2.4.3.2.1 Precalentador ó Economizador 2-41 2.4.3.2.2 Evaporador 2-41 2.4.3.2.3 Sobrecalentador 2-42 2.4.3.3 Turbina de Vapor 2-43 2.4.3.3.1 LBD/LDS Sistema de Extracción 2-44 2.4.3.3.2 MAA Sistema de la Turbina Alta Presión 2-45 2.4.3.3.3 MAC Sistema de la Turbina Baja Presión 2-53 2.4.3.3.4 MAG Sistema del Condensador 2-63 2.4.3.3.5 MAJ Sistema de Evacuación 2-65 2.4.3.3.6 MAK Sistema de Engranaje 2-67 2.4.3.3.7 MAL Sistema de Drenaje 2-70



2.4.3.3.8 MAM Sistema del Vapor de Escape 2-73 2.4.3.3.9 MAN Sistema del Bypass 2-76 2.4.3.3.10 MAV Sistema del Aceite Lubricante 2-78 2.4.3.3.11 MAW Sistema del Vapor de Sellos 2-86

2.4.3.3.12 MAX Sistema de Aceite Hidráulico 2-90 2.4.3.3.13 MK Sistema del Generador 2-97 2.4.3.3.14 PAH Sistema de Limpiar Tubos 2-102 2.4.3.3.15 SAS Sistema de Ventilación 2-103 2.4.3.4 Sistema de Condensación 2-104 2.4.4 Sistema de Potencia 2-105 2.4.5 Sistemas de Aguas 2-106 2.4.5.1 Sistema de Agua de Circulación 2-107 2.4.5.2 Sistema de Agua de Alimentación 2-108 2.4.5.3 Sistema de Tratamiento de Efluentes 2-109 2.4.6 Bibliografía 2-110

Índice de Figuras Figura 2-1: Ubicación física del Parque Termosolar Trebujena 1 2-9 Figura 2-2: Irradiación media diaria según zonas climáticas 2-10 Figura 2-3: Esquema de funcionamiento de la central térmica solar 2-21 Figura 2-4: Reflector cilindro-parabólico 2-23 Figura 2-5: Tubo absorbente 2-25 Figura 2-6: Diagrama del Tubo absorbente 2-26 Figura 2-7: Seguimiento Solar 2-27 Figura 2-8: Estructura del Colector 1 2-30 Figura 2-9: Estructura del Colector 2 2-30 Figura 2-10: Ciclo de Vapor 2-40 Figura 2-11: Calderín 2-42 Figura 2-12: Condensador 2-105 Figura 2-13: Sistema de agua de circulación 2-107 Índice de Tablas Tabla 2-1: Radiación Normal Directa (Fuente: N.A.S.A.) 2-12 Tabla 2-2: Radiación Normal Directa (Fuente: U.A.B.) 2-12 Tabla 2-3: Bases de Partida del emplazamiento 2-15 Tabla 2-4: Datos de diseño del Colector Eurotrough ET-150 2-17



2.0 Introducción y Justificación de las Energías Renovables.

La población mundial crece cada tres años en unos 300 millones de personas. En las

regiones de crecimiento, los llamados países emergentes, seguirá aumentando de forma

vertiginosa la demanda energética y la movilidad. Según un estudio del Consejo

Mundial de la Energía, la demanda energética global aumentará hasta el año 2050 desde

un 70% a un 100%, es decir que casi se duplicará. Esto supondrá unos incrementos

importantes de los precios de los recursos energéticos y de los precios de la energía. La

humanidad ya ha explotado casi el 40 por ciento de todos los yacimientos petrolíferos

del planeta. Además, los expertos no cuentan en un futuro con la posibilidad de realizar

grandes hallazgos de reservas de crudo.

En cuanto al calentamiento global, es bien sabido que el cada vez más creciente

contenido de dióxido de carbono en la atmósfera es el principal responsable del cambio

climático. A este respecto, decir que la generación de energía eléctrica contribuye con

un 41% a las emisiones de dióxido de carbono en todo el mundo. La tasa de crecimiento

experimentada durante los últimos diez años es la más importante de los últimos 50

años. El 78% de este aumento se debe a la explotación de los combustibles fósiles.

Hasta el año 2100 se prevé un aumento de la temperatura de hasta 6,4 °C.

Por lo expuesto anteriormente, se hace necesario transformar de forma sostenible el

sistema energético actual. En este sentido, las energías renovables desempeñarán un

papel importante, sobre todo si son capaces de garantizar una alta seguridad de

suministro. Las centrales termosolares pueden cumplir perfectamente este requisito.

Haciendo uso de sistemas de almacenamiento térmico o sistemas híbridos, aseguran un

suministro de energía eléctrica seguro y planificable, incluso en los días sin sol. En

comparación con una moderna central térmica de carbón, una central termosolar ahorra

cada año 149.000 toneladas en emisiones de dióxido de carbono.

Para la mayoría de compañías inversoras en éste tipo de tecnología, España es uno de

los mercados más interesantes para la realización de centrales termosolares, gracias a su

ubicación en el llamado cinturón solar y a las leyes gubernamentales que promocionan

este tipo de generación eléctrica de origen renovable.(RD 661/2007) En consecuencia,

los proyectos siguen desarrollándose de forma sistemática en este país. Además de los

proyectos de las centrales termosolares de Andasol, se están realizando otros muchos



proyectos en España, encontrándose todos ellos en diferentes fases de desarrollo. El

objetivo buscado es desarrollar y realizar dichos proyectos junto con empresas

españolas.

Gracias a los factores favorables que se dan en España se ha desarrollado un mercado

para las centrales termosolares. Se han incorporado nuevos competidores al mercado,

aunque para entrar en él hay que superar unas barreras de entrada muy altas. Estas

barreras son, por ejemplo, los largos períodos de planificación, los elevados volúmenes

de inversión ocasionados por las dimensiones de estas centrales así como el KNOW-

HOW técnico necesario.

En España, la electricidad generada mediante energía solar térmica está actualmente

bonificada con una prima por la aportación de energía eléctrica a la red de unos 25 c€

por cada kW/hora. Esta bonificación está garantizada por ley durante 25 años y

aumentará según la tasa de inflación anual. Transcurridos estos 25 años esta

bonificación se reducirá. Tras ese periodo de tiempo las centrales termosolares ya

estarán amortizadas y podrán ser explotadas y ser competitivas frente a las centrales

eléctricas convencionales que funcionen con combustibles fósiles. El operador de la

central termosolar puede elegir entre dos opciones de bonificación: Puede optar por una

prima fija o vender la electricidad a precio de mercado y recibir otra prima adicional. La

venta a precio de mercado tiene la ventaja de poder vender la electricidad en las horas

en las que la demanda alcanza su punto máximo, durante estas horas se pueden

conseguir las mejores tarifas eléctricas. La ley española que regula la aportación de

energía eléctrica a la red prevé en la actualidad una limitación de la producción de 500

MW de potencia instalada para centrales termosolares hasta 2.010. Actualmente se está

discutiendo una futura revisión de la Ley ya que se ha sobrepasado con creces el cupo

que limitaba dicha ley, 500 MW.

Mediante un sistema de almacenamiento térmico, las centrales termosolares pueden

suministrar electricidad a la red española de alta tensión, de una forma programada y

gestionable, según demanda. Otras energías renovables, como por ejemplo la energía

eólica, no siempre pueden suministrar electricidad cuando se necesite, esto motiva la

necesidad de disponer de centrales eléctricas de refuerzo, aumentando el coste del

sistema. El acceso de estas formas de energía no gestionables a la red española de alta

tensión es, por lo tanto, limitado. Teniendo en cuenta esta ventaja de las centrales



termosolares, el operador del sistema español Red Eléctrica ha adaptado sus normas

clasificando las centrales solares térmicas como "productoras de energía previsible".

Esto no solamente permite a estas centrales un acceso privilegiado a la red de alta

tensión sino que suscita un aumento del mix de energías renovables gracias a su efecto

estabilizador.



2.1 Objeto. El objeto del presente proyecto es el estudio de viabilidad para la instalación de una

central termosolar de 50 MW de potencia nominal, en el término municipal de

Trebujena, en la provincia de Cádiz.

El proyecto que se va a realizar pretende llevar a cabo dos fines claramente

diferenciados: uno académico y el otro real.

El fin académico de este proyecto es el dimensionamiento y descripción de los equipos

principales de funcionamiento de la central acogida al Régimen Especial, tanto del

campo solar, como del ciclo de potencia, ciclo de aceite y sistema eléctrico de la planta

a través de los cálculos necesarios para ello. Por último se analizará el mejor régimen de

operación que permita obtener la máxima rentabilidad económica del proyecto,

poniendo en practica así diferentes conocimientos adquiridos a lo largo de los años de

estudio de ésta tecnología.

El fin realista del mismo es obtener la Autorización Administrativa y Declaración de

Utilidad Pública otorgadas por el Ministerio de Industria y Energía para llevar a cabo el

proyecto de Parque Termosolar TREBUJENA I.

Los objetivos que se desean cubrir con la instalación de generación son los siguientes:

° Generar energía eléctrica a través del turbogenerador, parte de la cual será para

autoconsumo de la instalación completa. Los excedentes se exportarán a la red

eléctrica.

° Reducir la dependencia a los combustibles fósiles en España de la energía eléctrica

gestionable. Entendiendo como tal, las centrales cuya energía generada es

controlable en todo momento.

Como consecuencia de lo anterior, se producirán los siguientes tipos de beneficios:



° Económico, al obtener un ingreso por la venta de la energía eléctrica generada.

° Energético, al reducirse el consumo de energía primaria del país en la producción

eléctrica, utilizando energía solar, un recurso completamente renovable en vez de

combustibles convencionales.

° Medio ambiental, al reducir el consumo de combustibles fósiles para la generación

eléctrica, con la consiguiente reducción de emisiones de CO2.

La presente instalación estará acogida al Régimen Especial de Producción de Energía

Eléctrica establecido en el RD. 661/07 de 25 de mayo, dentro del grupo b.1.2.

(Centrales que utilizan únicamente procesos térmicos para la transformación de la

energía solar, como energía primaria, en electricidad).

Para el correcto entendimiento del proyecto que aquí se presenta se recomienda

complementar los cálculos y valoraciones que se realizarán a lo largo del diseño de la

planta, con la información teórica que a modo de introducción a la tecnología aquí

empleada se puede encontrar en el Anexo 7.



2.2 Descripción del emplazamiento seleccionado El Parque Termosolar Trebujena I se situará dentro del término Municipal de Trebujena,

Cádiz. En concreto, a unos 4 km. al norte del núcleo urbano de la citada ciudad, en el

emplazamiento denominado como Rincón de los Yesos.

Figura 2-1: Ubicación física del parque Termosolar TREBUJENA I (Fuente: Ministerio de Medio Ambiente: www.sigpac.es)

La elección de Trebujena para ubicar esta central dentro de nuestro país no ha sido

casual, ya que como se puede ver en la figura 2-2, la región de Cádiz a la que pertenece

Trebujena es una de las regiones de España con mas horas de sol al año, y en la que se

puede obtener una mayor radiación directa solar, lo que va a ser determinante para

obtener unos datos de generación eléctrica mejores que en otras latitudes.

Otro factor determinante en la elección de Trebujena es que se trata de una localidad

situada en la vega del Guadalquivir, por lo tanto en unos terrenos llanos lo que

favorecerá la implantación del campo solar (que necesita estar al mismo nivel),

obteniendo de esta manera unos menores costes en el apartado de obra civil, y



permitiéndonos por otro lado, la obtención de agua que será utilizada en la turbina de

vapor de la central.

Figura 2-2: Irradiación media diaria según zonas climáticas (Fuente: C.I.E.M.A.T. www.energiasrenovables.ciemat.es/)

Trebujena pertenece a la provincia de Cádiz, y al partido judicial de Sanlucar de

Barrameda, formando parte así de una región geográficamente homogénea, la del Bajo

Guadalquivir. Su término municipal, ocupa una superficie aproximada de 6.740 Has y

limita con los de Lebrija, Sanlucar de Barrameda, Cuervo de Sevilla y Jerez de la

Frontera constituyendo la de Trebujena el área más al noreste de la provincia de Cádiz

que limita a su vez con las provincias vecinas de Sevilla y Huelva. Su población actual

alcanza los 7.033 habitantes.

La zona en la que se desarrollará el proyecto de Parque Termosolar Trebujena I

corresponde con el medio físico denominado: Marismas, cuyo suelo está formado a

partir de sedimentos de limos y arcillas, y que es la base de cultivos de gran repercusión

en la economía local, ocupando la mayor parte del término municipal.



Se trata de unos terrenos extremadamente llanos, dotados de un elaborado sistema de

drenaje, en el tramo final del Canal del Bajo Guadalquivir, en los que se ha desarrollado

una agricultura intensiva en regadío, con importantes superficies de cultivos protegidos.

Los principales cultivos existentes actualmente son el algodón, la remolacha, el tomate

industrial, y otros cultivos hortícolas, además de cultivos de secano como el trigo, el

girasol, y en especial los viñedos.

Debido a su situación y orientación dentro de la Cuenca del Guadalquivir, el clima de

Trebujena presenta las típicas características mediterráneas con una cierta influencia

atlántica. Así, los veranos son secos y calurosos y los inviernos suaves; el máximo de

precipitaciones se sitúa de octubre a marzo.

El promedio anual de horas de sol efectivo alcanza unos valores muy altos,

aproximadamente entre 3.000 y 3.200 horas de sol al año, siendo toda esta comarca de

la campiña gaditana la que registra, junto con otras zonas del Sudeste español, las

máximas horas de sol de Europa.

La principal vía de agua es el río Guadalquivir que hace de límite municipal por el

occidente en una extensión de 15 km aproximadamente.

El emplazamiento seleccionado para la ubicación de la central es el denominado

“Rincón de los Yesos” situado en el término municipal de Trebujena en la provincia de

Cádiz.

Las coordenadas UTM de la esquina noroeste del emplazamiento son las siguientes:

X= 749460

Y= 4.087.874.

Correspondientes a una latitud de: 36º 54’ 11” y una longitud de -6º 12’ 09”. La altitud

media del emplazamiento es de 12 m sobre el nivel del mar



El emplazamiento posee unos elevados niveles de radiación solar, los cuales han sido

obtenidos a partir de las tablas de energía solar que tiene la NASA. disponibles en su

página web, y que figuran en el Anexo 7.

Debido a las características de la tecnología cilindro-parabólica únicamente tendremos

en cuenta para el dimensionamiento de los receptores los valores de radiación normal

directa.

Para contrastar los datos de la NASA. se han consultado también otras fuentes como el

Atlas Climático Digital de la Península Ibérica de la Universidad Autónoma de

Barcelona, cuyos valores de radiación normal directa obtenidos se pueden observar en

la Tabla 2-2.

Para la latitud y longitud indicadas, se obtienen los siguientes niveles de radiación

normal directa por meses para un periodo medio de 10 años.

Tabla 2-1. Radiación Normal Directa Tabla 2-2: Radiación Normal Directa

Fuente: N.A.S.A. Fuente: U.A.B.



La radiación normal directa media anual del emplazamiento según la NASA es de

6,17diamhkW

⋅⋅

2 , mientras que en el caso de la U.A.B. la media anual resulta ser 6,83

diamhkW

⋅⋅

2 un 9,66 % mayor que la utilizada en el estudio de la NASA., por lo tanto al

ser éste valor más restrictivo que el proporcionado por la UAB se ha elegido el primero

para la realización del estudio.

Los datos de la UAB se presentan de manera detallada en el Anexo 7.

En cuanto a la disponibilidad de agua para poder utilizar en la central termosolar, el

terreno en el que estará situada la planta posee derechos para la utilización de la misma,

teniendo que pagar una tasa de irrigación comunitaria de 100€/Ha/año en los terrenos

que ocupe la central en el margen del río (fuente: C.H.G.), y el caudal de agua que se

tomará del río será de unos 450.000 m3/año. No serán necesarios permisos de vertido

porque se utilizará una balsa de evaporación de 30.000 m2 a la que se enviara el agua

con alto contenido salino que se extraiga de la planta de tratamiento de agua de la

central.

La evacuación de la energía eléctrica generada se realizará mediante una línea de nueva

construcción que enlace el parque de la nueva central con la cercana subestación de

Lebrija. La nueva línea conectará con el embarrado de 220 kV de dicha subestación.

Según la autorización previa de REE, la potencia máxima de exportación admisible de

la nueva planta estará en torno a los 50 MW, por lo tanto el dimensionamiento de la

central ha de tener en cuenta este condicionante, que se ajustará a los requerimientos del

RD 661 (referente a las instalaciones acogidas al Régimen Especial).

No existe en la zona en la que está ubicada la planta ningún gaseoducto cercano, por lo

cual el GN. vendrá licuado a la central a través de un sistema de distribución mediante

camiones cisterna contratado por la empresa explotadora de la planta, la cual tendrá que

solicitar la empresa distribuidora (GAS NATURAL S.A.) unas condiciones

determinadas del gas, para luego en la central hacerle pasar por un proceso de filtros que



eliminen la humedad y posibles impurezas que contenga, antes de de someterle a una

compresión controlada a través de bombas y tuberías que harán que el gas alcance la

presión necesaria.

El terreno disponible en principio para la implantación de la central es muy extenso, sin

embargo se podrán descartar aquellos terrenos de pequeña extensión alejados del área

de implantación principal, ya que las pérdidas de carga en el fluido derivadas de largas

longitudes y pequeños caudales no compensan en este tipo de plantas la

descentralización de equipos.

Según todo lo anterior, el área útil de de implantación sería de algo más de 1.430.000

m2 (143 ha), comprendiendo en el las áreas formadas por los cuatro cuadrantes de

funcionamiento del campo solar: A, B, C y D, además de la isla de potencia.



2.3 Bases de partida

Unidades Valor 1. Ubicación

Nombre Trebujena Provincia Cádiz País España Localización 36 N, 6 W

2. Datos meteorológicos

Humedad relativa de diseño % 65.0 Humedad maxima % 100.0 Presión ambiental de diseño mbar 1,017.0 Temperatura minima media °C 11,5 Temperatura máxima media °C 27,3 Temperatura media °C 19 Velocidad maxima del viento m/s 38 Dirección prevalente del viento - SO Precipitaciones medias (medidas en 35 años) mm 552

3. Datos del agua

Conductividad μS/cm 790 TDS ppm 506 Dureza total ppm CaCO3 262 Ca ppm CaCO3 57 Mg ppm CaCO3 29 Cloratos ppm 98 Sulfatos ppm 113 Ph 8,18 4. Datos del gas natural

Metano % Mol 79-88,9 Etano % Mol 5-10,2 Propano % Mol 1,24-2,35 Iso Butano % Mol N Butano % Mol 0,21-1,15 Iso Pentano % Mol N Pentano % Mol 0,06-0,34 Hexanos % Mol 0,05-0,29 Nitrogeno % Mo A Dioxido de carbono % Mol B Helio % Mol C A+B+C % Mol 3,9-6,5 Sulfatos hidrogenados Mg/Nm3 <2 Total % Mol 100

5. Emisiones para el 3% de O2

NOx mg/Nm3 <150 CO mg/Nm3 <625 Particulas mg/Nm3 <5 SO2 mg/Nm3 <35

Tabla 2-3: Bases de partida del emplazamiento



2.3.1 Condiciones del terreno En el emplazamiento descrito en el punto 2, se selecciona un área para la implantación

de la central Termosolar.

Para la elección de este área se ha tenido en cuenta que debe reunir unas determinadas

condiciones geotécnicas y topográficas.

° No debe tener demasiados desniveles, ya que para la tecnología de colectores

cilíndricos parabólicos el desnivel máximo admisible es de un 1%.

° Se debe disponer de un área del tamaño adecuado a la potencia que se quiere instalar

con una orientación de colectores Norte-Sur, que es la que se necesita para un

emplazamiento con una latitud 36º 54’ 4”.

2.3.2 Tecnología de colectores La unidad básica del campo termosolar son los colectores cilíndrico-parabólicos, o SCA

(Solar Collector Assembly) que poseen las siguientes características técnicas, para el

modelo elegido: el Eurotrough ET-150 (ver Tabla 2-4). Este colector se ha elegido por

sus buenas cualidades ópticas, precio, y comportamiento ante cargas elevadas de viento,

como las que suelen producirse en la provincia de Cádiz.

Los CCP tienen una longitud aproximada de 150 m, y se agrupan en lazos de 4

unidades, dispuestos en dos filas paralelas de dos unidades cada una, esto es, de unos

300 m cada fila.

Las filas de colectores están orientadas en dirección Norte-Sur, de forma que estos

pueden seguir el movimiento del sol de Este a Oeste a lo largo del día, mediante un

sistema de seguimiento hidráulico.



Tipo de colector.

Eurotrough ET- 150

Longitud del colector (m). 148.5 Ancho de apertura (m). 5,77 Área de apertura (m2). 817.5 Facetas 336 Coeficiente de concentración óptica

82:1

Reflectividad del espejo 94% Peso de estructura y pilons por m2 de área de apertura

18,5kg

Tubo absorbente SCHOTT PTR-70 Diámetro exterior del tubo absorbente (m).

0,07

Diámetro interior del tubo absorbente (m).

0,065

Longitud del tubo absorbente 4 m Rugosidad del absorbente (m).

4,60 10-5

Absortividad 95% Emisividad <0,10 Sistema de seguimiento Hidráulico

Tabla 2-4: Datos de diseño del colector EUROTROUGH ET-150 La estructura de los CCPs está conformada por 12 pilares de estructura metálica: 10

Typical Pilon que soportan las parábolas, 1 Drive Pilon, y un Shared Pilon en el caso de

que sea un CCP que enlace con el siguiente o 1 End Pilon en el caso de que sea el

colector final del lazo.

El Drive Pilon, o pilar central estará situado en el centro del CCP, estando los otros 10

pilares ubicados simétricamente a cada lado del central, e incorpora el accionamiento y

el armario de control local del colector que rige los movimientos de las distintas

parábolas que componen el CCP.

El perímetro de la central: 2200 x 650 m, está bastante ajustado a las dimensiones

finales del mismo, ya que además de la longitud de los SCA, habrá que tener en cuenta

las dimensiones de las service roads, es decir las carreteras de servicio que permiten



acceder a los colectores para labores de mantenimiento y limpieza, y que tendrán una

anchura de 12 m cada una de ellas.

2.3.3 Obra civil Debido a las características geológicas del emplazamiento elegido para ubicar la central,

los trabajos que se llevarán a cabo para la construcción de la misma son los siguientes:

2.3.3.1Movimiento de tierras. Los movimientos de tierras que se realizarán serán los necesarios para uniformar el

terreno donde se va a instalar el campo solar y la isla de potencia. Se llevarán a cabo

trabajos de relleno y compactación del terreno (ya que al tratarse de suelo de marisma

los trabajos de compactación mediante excavación estarán contraindicados). Se

eliminará la vegetación y la capa de tierra superior, sin eliminar más de 15 cm de la

capa superior de tierra vegetal. Se realizarán excavaciones, rellenos y explanaciones

masivos. La tierra para nivelar el suelo se obtendrá principalmente de fuentes externas,

para de esta manera conseguir la explanada adecuada para la instalación de la central.

La superficie definitiva del campo solar final se nivelará en sentido Norte – Sur. Las

pendientes de Este a Oeste serán iguales o inferiores al 1% para proporcionar capacidad

de drenaje. El agua de lluvias torrenciales se drenará mediante unas arquetas que por

gravedad llevarán el agua hasta un desagüe.

Este 1% de inclinación también servirá para drenar las posibles fugas de HTF hasta un

depósito en el que periódicamente se recogerá este aceite para proceder a su reciclado.

2.3.3.2 Cimentación: Para la correcta ubicación de los colectores que componen el campo solar se

introducirán en el terreno unos pilotes de hormigón armado de 40x40 cm de ancho, por

40 m de largo, a los que coronará el encepado del pilote, y los pernos que los une a los

Pilon, tanto los que sustentan, como los que mueven los CCP. La parte superior del



encepado no sobresaldrá más de 15 cm del nivel del suelo. Las estructuras ligeras se

apoyarán sobre losas de cimentación.

2.3.3.3 Bancada. La bancada se realizará para obtener una superficie estable y ajena a vibraciones en la

zona de la Isla de Potencia. Las losas del suelo serán de hormigón y la cimentación de la

estructura irá sobre pilotes. Por lo tanto habrá que rellenar y compactar el terreno antes

de colocar las losas de hormigón, ya que de esta manera el resultado final será una

explanada estable que soporte las vibraciones de la turbina y el peso de toda la

instalación de potencia.

2.3.3.4 Zanjas.

En el campo solar se dispondrá de un sistema de zanjas enterradas. Este sistema incluye

diferentes tubos para cables de alimentación y control y diferentes cajas de conexiones.

En estas zanjas también se halla el sistema contra incendios y tuberías de drenaje como

la que se comento anteriormente del aceite.

Para la puesta a tierra de todos los puntales, se enterrarán una malla de cables de cobre

en el campo solar a lo largo de las líneas de receptores solares, ya que habrá que poner a

tierra todos los Pilon, al no ser del todo conductora la unión del Ball Joint.

2.3.3.5 Otros trabajos: Será preciso efectuar los trabajos de obra civil para la construcción del Parque

Intemperie de interconexión con la red eléctrica. Este Parque estará cerrado con una

valla metálica.

La obra civil incluirá los trabajos de urbanización, que incluirán los viales de acceso, las

carreteras de servicio a los colectores, y el mantenimiento de los diferentes equipos

dentro de la planta de generación



2.4 Descripción de la Planta. La Planta objeto del Proyecto consta de las siguientes partes:

- Campo Solar - Sistema de fluído de transferencia de calor. - Bloque de Potencia - Bloque de Balance de Planta (BOP).

Cada uno de éstos bloques está provisto de los equipos mecánicos, eléctricos y de instrumentación necesarios y aptos para su correcto funcionamiento.

2.4.1 Campo Solar.

2.4.1.1 Tecnología de colectores cilíndrico-parabólicos El colector cilíndrico-parabólico (CCP) es un tipo de colector solar de concentración

con foco lineal, que esta formado por un espejo cilíndrico parabólico que refleja la

radiación solar directa concentrándola sobre un tubo absorbedor colocado en la línea

focal de la parábola. Esa radiación concentrada hace que el fluido que circula por el

interior del tubo se caliente, transformándose así en energía térmica.

El tipo de fluido de trabajo depende de la temperatura que se pretenda alcanzar. El

rango de temperaturas en el que un CCP pueda trabajar con eficiencia es de 100-450ºC,

lo que hace posible acoplarle un ciclo Ranking de agua/vapor para producir electricidad.

A la planta solar que se obtiene mediante este acople se la denomina Planta Solar

Termoeléctrica con Colectores Cilíndrico-Parabólicos, en la que se pueden distinguir

tres elementos básicos: el sistema solar, el generador de vapor y el sistema de potencia.



Figura 2-3: Esquema de funcionamiento de la central térmica-solar.

2.4.1.2 Sistema solar El sistema solar de la central está compuesto por el campo solar, el sistema de aceite

térmico y los distintos subsistemas que hacen posible el funcionamiento conjunto de

ambos.

El campo solar está compuesto por multitud de CCPs que transforman la radiación solar

directa disponible, en calor sensible del aceite térmico que circula por los tubos

receptores.

El campo solar es un sistema distribuido modularmente de colectores cilíndrico

parabólicos conectados en paralelo mediante un sistema de tuberías aisladas, por las que

circula el aceite térmico (también llamado fluido de transferencia térmica, HTF). El

aceite térmico frío a 295ºC es bombeado por el sistema de potencia hacia el campo

solar, donde se distribuye por las filas de colectores calentándose hasta 400ºC, para

después volver al generador de vapor del ciclo de potencia.



La distribución habitual consistirá en filas paralelas de CCP, y cada fila a su vez, estará

compuesta por varios de éstos CCPs conectados en serie, de manera que el fluido que

circula por los tubos es calentado conforme pasa desde la entrada a la salida de cada

fila.

El número de filas conectadas en paralelo será tanto mayor cuanto mayor sea la potencia

térmica nominal del campo solar, mientras que el número de CCPs conectados en serie

dentro de cada fila dependerá a su vez del salto de temperatura que se quiera conseguir

en el fluido de trabajo.

Los colectores concentran la radiación solar que incide sobre los espejos cilíndrico-

parabólicos sobre el tubo absorbente colocado en la línea focal de la parábola, y por

donde fluye el aceite térmico. Estos colectores están montados sobre una estructura

metálica, en la que se dispone de elementos locales, un sistema de movimiento

hidráulico y un controlador local que hace que siga al sol en todo momento.

Los elementos principales de un CCP son los siguientes:

2.4.1.2.1 Reflector cilíndrico parabólico Su misión es concentrar la radiación solar sobre él y proyectarla sobre el tubo

absorbente.

Los reflectores cilíndrico-parabólicos están compuestos de gran cantidad de espejos

unidos, lo que aporta mayor superficie de reflexión, y a su vez unas mejores

propiedades mecánicas del colector, ya que los elementos de los extremos van

reforzados para poder soportar mejor las cargas de viento elevadas, mientras que los

elementos interiores son normales.

Éstos reflectores están constituidos por espejos compuestos a base de paneles de vidrio

pulimentado, conformado en caliente, soportados por una estructura metálica tubular

que da la integridad estructural al conjunto del colector



Figura 2-4: Reflector cilíndrico-parabólico (Fuente: EUROTROUGH. www.nrel.gov)

El vidrio está hecho con el método estándar de vidrio flotado que consiste en llevar el

vidrio fundido a un baño de metal fundido. La alta temperatura del metal fundido

elimina algunas irregularidades de la superficie haciéndola plana. Como el vidrio flota y

la temperatura del metal fundido es gradualmente reducida, el vidrio acaba por

solidificar. Los paneles se llevan a los moldes parabólicos de alta precisión y se

introducen en un horno de gas donde el vidrio adopta la forma parabólica. La exactitud

de la forma de los paneles de vidrio fabricados es comprobada mediante un dispositivo

de rayo láser.

El vidrio que se usa para estas aplicaciones tiene un contenido muy bajo de hierro para

maximizar la transmisividad de la radiación solar que atraviesa el cristal.

Después de cortarlo y conformarlo con las medidas apropiadas el vidrio flotado es

plateado por su parte trasera y se le añaden cuatro capas, una capa de cobre y tres capas

protectoras. Además se cubren los bordes del vidrio con una laca protectora para evitar

la corrosión. Las piezas cerámicas traseras que se usan para unir los espejos a la

estructura soporte del colector, se fijan con un adhesivo especial.



2.4.1.2.2 Tubo absorbente El tubo absorbente es el elemento clave del CCP. Está formado por dos tubos: uno

interior de acero inoxidable (por el que circula el fluido que se calienta), y otro exterior

de vidrio que sirve para reducir las pérdidas térmicas. En el espacio anular entre ambos

tubos se hará el vacío.

El tubo metálico lleva un recubrimiento selectivo que posee una elevada absortibidad en

el espectro visible de la radiación solar (>90%) y una baja emisividad en el espectro

infrarrojo (>30%) lo que le dan un elevado rendimiento térmico.

El recubrimiento selectivo es la clave del tubo absorbente, su composición como ya se

ha comentado genera un efecto invernadero que no permite salir a la mayor parte de la

radiación del tubo, lo que produce un incremento de la temperatura en su interior con la

consiguiente elevación de la temperatura del aceite. El recubrimiento selectivo más

usado que puede trabajar a altas temperaturas es el obtenido mediante PVD o

sputtering., y está conformado por cuatro capas: una capa anti-difusión, una capa de

reflexión infrarroja, una capa Cermet, y una capa antireflexiva.

El tubo de cristal que rodea al metálico tiene una doble misión: por un lado protege al

recubrimiento selectivo de las inclemencias meteorológicas y por otro reduce las

pérdidas térmicas por convección del tubo metálico. En ambos tubos se hace el vacío.

Los extremos del tubo de vidrio van soldados a un fuelle metálico llamado Ball Joint

que a su vez va soldado al tubo metálico por el otro extremo. De esta forma se absorben

las diferencias de dilatación térmica entre ambos materiales.



Figura 2-5: Tubo absorbente (Fuente: Schott. www.schott.com)

El tubo absorbente incorpora soldaduras vidrio-metal y fuelles metálicos para lograr un

recinto hermético y permitir las diferentes dilataciones de los dos materiales. Dicho

recinto hermético sirve para proteger la superficie selectiva y reducir las perdidas

caloríficas debidas a las altas temperaturas de operación con respecto a las de ambiente.

El tubo absorbente también está dotado de getters que son absorbentes metálicos

instalados dentro del recinto hermético entre ambos tubos y cuya función es la de

mantener un alto vacío para la absorción de los gases residuales en las partes metálicas

o vítreas.



Figura 2-6: Diagrama del tubo absorbente

2.4.1.3 Sistema de seguimiento solar Para poder seguir al sol durante el día, el CCP va dotado de un mecanismo de

seguimiento solar que va cambiando la posición del CCP conforme el sol se va

moviendo. Los colectores están dotados de un movimiento de rotación sobre su eje

longitudinal, lo que se consigue gracias al sistema de seguimiento solar, cuya misión es

conseguir un óptimo posicionamiento de los reflectores. Con este sistema se maximiza

el tiempo de exposición a la radiación solar directa de la superficie captadora.

El sistema de seguimiento solar mas utilizado consiste en un dispositivo que gira los

reflectores del colector alrededor de un solo eje. Normalmente los CCPs se instalan de

forma que su eje de giro queda orientado en la dirección Norte-Sur, o Este-Oeste según

la latitud del emplazamiento.

• El montaje polar o de sistema de seguimiento en la dirección E-O, tendrá el eje de

rotación del colector paralelo al eje de la tierra, por lo tanto su línea focal será la

paralela a ese eje.

Los altos niveles de radiación que se obtienen con este sistema de seguimiento, los hace

recomendables para aplicaciones industriales principalmente en latitudes comprendidas



entre los 30 y los 45º, en zonas climáticas con grandes diferencias de soleamiento a lo

largo del año, inviernos cubiertos y lluviosos, veranos y medias estaciones soleadas.

Por lo tanto los altos niveles de insolación, y el hecho de que la ubicación de nuestra

central esté comprendida en ese rango de latitudes, hace recomendable la utilización de

este sistema de seguimiento E-O para la aplicaciones que en ella se van a llevar a cabo.

• En el sistema de seguimiento al sol en dirección Norte Sur, la radiación solar

incidirá perpendicularmente sobre el plano de apertura del colector, todos los días

del año en el mediodía solar y presentará ángulos de incidencia medios mayores que

los que se obtienen con el sistema polar, por lo tanto existirá un menor

aprovechamiento de la radiación directa, que es en la que se basa el funcionamiento

de los colectores.

Figura 2-7: Seguimiento solar

Los colectores cilíndrico-parabólicos están dotados de un sistema de seguimiento

adecuado para captar la máxima radiación solar directa para lo cual el plano de

captación de las parábolas reflectoras está posicionado siempre en dirección

perpendicular a la radiación.



El indicador de posición es un codificador angular que se monta sobre el eje de giro del

colector, permitiéndole un eje giro desde -29º, hasta 180º.

Cada CCP lleva su controlador local y una unidad hidráulica de accionamiento. El

controlador local recibe la señal del indicador de posición, además de controlar que no

se sobrepase la temperatura máxima del aceite térmico mediante sensores de

temperatura.

El control del campo solar se realiza desde dos puntos.

° Desde un controlador supervisor del campo (FSC). Este sistema está centralizado en

la sala de control del campo

° Desde el controlador local ubicado en cada colector (LOC)

El FSC monitoriza las condiciones de insolación y de viento, y la circulación de fluido

térmico (a través del estado de las bombas), comunicándose con todos los LOC.

El FSC es responsable de iniciar el funcionamiento de la planta si se dan las

condiciones de operación adecuadas, ordenando a los colectores a seguir la posición

solar, así como pasar a posición de parada por la noche o ante situaciones que hagan

peligrar la integridad de la planta (por ejemplo con fuertes vientos, superiores a 20 m/s).

Una vez que el campo está funcionando de manera estable, el FSC cede el control

individual de cada colector a su correspondiente LOC.

El campo solar opera controlado por el Controlador Supervisor del Campo (FSC) que es

un ordenador situado en la Sala de Control Central cuya función es comunicar con cada

uno de los controladores locales y con el sistema de control distribuido de la Planta

(LOC). El FSC es el encargado de poner en funcionamiento el campo solar cuando

amanece si el tiempo y la disponibilidad de la planta lo permiten, y de detener su

funcionamiento durante la noche o cuando hay fuertes rachas de viento.



Cerca del área donde se encuentra el sistema de potencia se instala una estación

meteorológica, de forma que la información que va generando afecta a la operación del

campo solar.

Los datos de radiación se usan para determinar el rendimiento del campo solar y los

datos de velocidad del viento son necesarios para detener el campo ante altas

velocidades. En definitiva el FSC se comunica con el sistema de control distribuido de

la planta que coordina e integra el sistema de potencia, el sistema de transferencia

térmica y el campo solar.

Cada CCP funciona como una unidad independiente, concentrando la energía solar con

un sistema de seguimiento solar, y un sistema de comunicación y control propios. Para

ello cada unidad está equipada con elementos de medidas locales, un sistema de

movimiento hidráulico y su propio controlador local (LOC), que permite seguir al Sol

independientemente del Controlador Central (FSC), manteniendo el panel reflector

dirigido al Sol y protegiendo los tubos absorbentes del sobrecalentamiento.

Todos y cada uno de los controladores locales estarán comunicados por Ethernet con el

controlador supervisor del campo situado en la sala de control de la central. El FSC

envía a los controladores locales las correspondientes órdenes de funcionamiento y

recibe información de estado y posibles alarmas de cada uno de ellos.

A su vez el FSC formará parte de un Sistema de Control Distribuido compuesto por

otras Unidades de Control encargadas de otros conjuntos de equipos de la Central, como

el Turbogrupo, los Generadores de Vapor, el Sistema Eléctrico, Tratamiento de Agua,

etc…

Se instalarán en la Sala de Control las correspondientes Unidades de Mando y

Supervisión que proporcionarán el sistema de comunicación hombre-máquina mediante

puestos de operación dotados de pantallas, teclado, impresoras, registros de alarmas y

eventos, etc.



2.4.1.4 Estructura del colector La estructura del colector es una estructura metálica, de tipo modular en forma de

costillar que se usa para dar rigidez al conjunto de espejos que componen el colector, (el

numero de espejos y soportes variará según los fabricantes) y que a su vez actúa de

interfase con la cimentación del colector, al estar soportada esta estructura en varios

Pilon que son el nexo de unión de la estructura con los cimientos.

El eje rotacional de la estructura, está situado en el centro de gravedad, a pocos

milímetros por debajo de la caja de torsión, la cual aguanta los brazos soporte de los

espejos parabólicos.

Figura 2-8: Estructura del colector 1.

(Fuente: EUROTROUGH. www.solarsteamtrain.com)

Las estructuras metálicas se deben ensamblar con sumo cuidado para tener una alta

calidad y así asegurar la adecuada alineación del conjunto a fin de que no haya

deformaciones en el sistema óptico de los colectores.



En la estructura del colector se encontrará además el sistema de seguimiento solar

comentado anteriormente, que estará compuesto por un sensor solar que detecta la

posición del sol para poder actuar sobre el mecanismo de accionamiento del colector,

situado en el Drive Pilon que dará las órdenes necesarias para estar convenientemente

enfocado hacia el sol.

Figura 2-9: Estructura del colector 2.

2.4.2 Sistema de Fluido Térmico HTF El sistema de fluido térmico es un circuito cerrado de tuberías, deposito de expansión y

válvulas por el que circula el aceite térmico.

El objeto del sistema es transferir la energía térmica captada del campo solar al

generador de vapor para producir electricidad.

El aceite HTF (hot thermal fluid) calentado por el campo solar es enviado a un

intercambiador de calor aceite/agua donde se transfiere su energía térmica al agua para

generar vapor sobrecalentado.

El circuito de HTF está formado por gran cantidad de tubos absorbentes que forman

lazos o SCA’s a través de los cuales circula el aceite que se va calentando a medida que

recorre el campo solar.



El circuito de aceite estará dividido en cuatro cuadrantes que permitirán un uso variable

de la central, dependiendo de la radiación que incida en los colectores en cada época del

año.

Además del aporte calorífico que supone la radiación solar sobre el sistema de HTF, se

instalará una caldera auxiliar de gas natural a la entrada del campo solar con los

siguientes objetivos:

° Favorecer los arranques de la central.

° Calentar el aceite cuando no haya radiación solar disponible, o cuando esta no

sobrepase unos valores mínimos. De esta forma se pueden prolongar las horas de

operación de la planta.

° Suministrar energía térmica al aceite durante la noche en invierno para evitar que se

alcance la temperatura de congelación.

El único requisito para la caldera es que esté fabricada con un material adecuado que

evite la corrosión en contacto con el aceite caliente.

2.4.2.1 Aceite térmico HTF El aceite térmico elegido debe ser estable a altas temperaturas (debe operar en el rango

290- 400ºC con seguridad). Para ello el elegido, es el Therminol VP1, de tipo sintético

consistente en una mezcla eutectica a base de 73,5% de óxido de difenilo y 26,5% de

difenilo.

Este tipo de aceite cristaliza a 12ºC, así que para evitar que se solidifique en los

conductos cuando el campo solar no esta operativo se prevé un sistema de

calentamiento con una caldera auxiliar de gas natural.

El aceite empleado presenta una importante variación de volumen específico entre las

temperaturas de trabajo y la temperatura ambiente, por lo que se debe proveer un



sistema que compense estas variaciones. Además no resistirá una exposición prolongada

en presencia de oxigeno, por lo que hay que inertizar el sistema.

2.4.2.2 Tanque de expansión El tanque de expansión se trata de un tanque a presión que se sitúa en el punto mas

elevado de la instalación, y que cumple una doble función dentro de la instalación:

° Absorber las variaciones de volumen producidas por las variaciones de temperatura

del fluido térmico.

° Presurizar el sistema a una presión de 11,5 bares mediante la introducción de

nitrógeno a dicha presión.

El tanque de expansión se conecta al circuito cerrado de aceite a través de la línea de

expansión que parte de la tubería de succión del grupo de bombeo.

Al igual que el resto de los tanques y equipos de la instalación, el tanque de expansión

estará calorifugado en su totalidad con objeto de evitar la pérdida de calor a través de

sus paredes y proteger a los operarios frente a las quemaduras producidas por un

contacto accidental.

2.4.2.3 Tanques de rebose

Son dos tanques a presión situados a nivel del suelo que por un lado recogen el fluido

térmico que rebosa del tanque de expansión y por el otro recogen el fluido térmico

limpio procedente del sistema de regeneración de aceite térmico, a estos dos sistemas se

les conoce como sistemas de merma y de recuperación.

Los tanques de rebose están presurizados a 11,5 bar en operación normal gracias a la

inyección de nitrógeno a dicha presión. Aparte de contener los reboses del tanque de

expansión y el fluido térmico limpio procedente del sistema de regeneración de la

planta, los tanques de reboses forman parte del sistema colector principal junto con el

tanque auxiliar de almacenamiento. Este sistema colector principal es un conjunto de



depósitos que en conjunto deben de ser capaces de almacenar y contener la totalidad del

fluido térmico existente en la instalación.

2.4.2.3.1 Sistema de merma: El sistema de merma está formado por un total de tres tanques a presión que cumplen

dos funciones principales:

° Durante el calentamiento de la instalación y venteo del nitrógeno a la atmósfera, los

vapores de bajo punto de ebullición que son expulsados junto con el nitrógeno son

condensados en el sistema de merma junto con los vapores de bajo punto de

ebullición procedentes del sistema de recuperación. Estos productos condensados,

serán recogidos en el tanque de drenajes del sistema de merma.

° El sistema de merma separa los vapores de bajo punto de ebullición del fluido

térmico y los recoge con objeto de controlar la pureza del aceite térmico.

De los tres tanques que forman el sistema de merma, dos están colocados uno a

continuación del otro y el tercero es el tanque de recogida de drenajes y productos

finales. Los dos primeros tanques están situados en cotas elevadas, mientras que el

tanque de drenajes se sitúa en la cota cero de la instalación.

El primero de los dos tanques del sistema de merma, está dotado de un sistema de

refrigeración externo del fluido térmico que se va condensando en él. Dicho fluido

térmico, una vez que se condensa dentro del primer tanque, es bombeado a través de un

aerorefrigerador de aire e introducido de nuevo en el interior del tanque con objeto de

mantenerlo a una temperatura de unos 175 ºC. El fluido térmico almacenado en el

primero de los tanques, es un fluido térmico ya limpio. Cuando el nivel de fluido

térmico en este primer tanque alcanza un valor predeterminado, otra bomba distinta

aspira el fluido térmico ya limpio y lo vuelve a introducir en el circuito de fluido

térmico a través de uno de los tanques de rebose descritos en el apartado anterior.



Antes de llegar al segundo de los tanques del sistema de merma, los vapores de bajo

punto de ebullición y el nitrógeno que sale del primero de los tanques, pasa a través de

un aerocondensador donde se condensan a una temperatura en torno a los 60 ºC. Ya en

el segundo tanque, los condensados son enfriados hasta los 38 ºC mediante un serpentín

de agua fría. Cuando el nivel de condensado llega a los 3 m3, estos pasan al tanque de

drenajes del sistema de merma para ser recogidos y tratados.

2.4.2.3.2 Sistema de recuperación: El sistema de recuperación junto con el sistema de merma constituye parte del sistema

de regeneración de fluido térmico de la instalación.

El sistema de recuperación está formado por un total de dos tanques a presión cuya

función principal es eliminar del fluido térmico los vapores de alto punto de ebullición

producidos por la degradación de aceite antes de que se supere la solubilidad máxima de

los mismos y empiecen a precipitar en el sistema.

Ambos tanques están situados en la cota cero de la instalación.

2.4.2.4 Tanque de almacenamiento auxiliar El tanque de almacenamiento auxiliar forma junto con los tanques de rebose el sistema

colector principal de la instalación. Como se indicaba anteriormente, la función del

sistema colector es ser capaz de almacenar el total del fluido térmico existente en el

sistema de fluido térmico en caso de ser necesario.

Por otro lado, el tanque de almacenamiento auxiliar será también utilizado durante el

proceso de llenado de la instalación, de manera que a medida que el fluido térmico es

entregado en obra, éste será almacenado de forma temporal en el tanque de

almacenamiento hasta que sea introducido en el sistema. El tanque de almacenamiento

está fabricado en acero y estará presurizado con nitrógeno con objeto de evitar el

contacto con el aire y la degradación del aceite.



El tanque auxiliar está dotado de dos resistencias eléctricas de inmersión colocadas a

distintas alturas con respecto al fondo del tanque que proporcionan la potencia necesaria

para mantener el fluido térmico a unos 50 ºC en su interior, para de esta manera evitar la

congelación del HTF en días fríos.

2.4.2.5 Bombas del sistema de fluido térmico En cuanto al sistema de bombeo y dadas las grandes dimensiones del campo solar

constara de dos sectores. En cada sector se colocan dos bombas centrifugas en serie al

50% de capacidad reguladas con variación de frecuencia, apoyadas por una tercera que

aportará redundancia al sistema, para en caso de fallar alguna de las dos continuar

funcionando al 100%.

La función de las bombas principales es bombear el fluido térmico desde el tanque de

expansión a través del circuito de fluido térmico pasando por el campo solar y el

sistema de generación de vapor siendo capaces de adaptar el caudal a las necesidades

puntuales de la instalación

Estas bombas serán de tipo centrífugo de eje horizontal y de construcción monobloc,

para mejorar su resistencia a esfuerzos. Cada una de las bombas principales estará

dotada de un variador de frecuencia que permite modificar el caudal bombeado, para

adaptarse a las condiciones de proceso, ya que estas pueden variar en función de la

meteorología de cada momento.

La presión a la entrada de la bomba deberá ser suficiente para asegurar que no se

producen fenómenos de cavitación ni a la entrada ni en el interior de la bomba. El

conjunto motor-bomba será fácilmente desmontable.

2.4.2.6 Aerorefrigerador y aerocondensador El sistema de fluido térmico está dotado de un aerorefrigerador y un aerocondensador.

Concretamente, estos dos equipos están instalados o forman parte del sistema de

regeneración de fluido térmico.



La función del aerorefrigerador es enfriar mediante aire el fluido térmico limpio que se

va almacenando en el primero de los tanques del sistema de merma desde los 180ºC

hasta los 170ºC. Para ello, la bomba de refrigeración de fluido térmico del sistema de

merma, aspira el aceite caliente del tanque y lo hace pasar a través de la batería de tubos

del aerorefrigerador donde gracias a una corriente de aire generada por los ventiladores

del equipo, permite realizar el intercambio de calor necesario.

La función de aerocondensador es hacer condensar la mezcla de vapores de bajo punto

de ebullición y nitrógeno antes de llegar al segundo tanque del sistema de merma. Para

ello, dichos vapores se hacen pasar a través de la batería de tubos del aerocondensador

donde gracias a una corriente de aire generada por los ventiladores del equipo, permite

realizar el intercambio de calor necesario.

2.4.2.7 Calderas auxiliares de gas natural El sistema de HTF está provisto de un total de tres calderas de gas (dos de 20 MWth y

una de 10 MWth) con una potencia total de 50 MWth. El objetivo de estas calderas es

doble.

° Las calderas de gas proporcionan la energía necesaria para mantener el fluido

térmico caliente cuando la instalación funciona en modo anticongelación.

° En operación normal, cuando la radiación solar es insuficiente, parte del fluido

térmico se desvía por las calderas de gas para lograr tener a la entrada de la

generación de vapor la temperatura de 400ºC.

Se trata de tres calderas de tipo serpentín que funcionarán tomando como combustible,

Gas Natural con un PCI de 9000 Kcal/Nm3.

El circuito de calderas de gas, está compuesto además de por las propias calderas por

recuperadores de calor, quemadores de gas, ventiladores, chimenea, valvulería de

control, y toda la parte dedicada al control eléctrico y a la instrumentación.



2.4.3 Sistema Generador de Vapor Como queda reflejado en la figura 2-3, el aceite térmico procedente del campo solar es

enviado al generador de vapor donde la energía térmica del aceite se cede al agua

generándose vapor de agua (aprox. a 380ºC y 100bar) que posteriormente se expande en

una turbina de vapor con dos niveles de presión. El vapor cederá energía a la turbina

transformándose en energía mecánica que acciona el alternador para producir

electricidad.

El vapor extraído de la parte de alta presión de la turbina, se utilizará de dos maneras

diferentes: la mayor parte de ese vapor se lleva a un recalentador donde eleva su

temperatura con el aceite térmico procedente del campo solar, y la otra parte se lleva al

desgasificador para eliminar el contenido en O2 que pudiera haber disuelto en el agua a

la salida del condensador.

La parte de vapor procedente del recalentador se expandirá de nuevo en la turbina de

baja hasta la presión de condensación, si bien antes se realizará una extracción de vapor

en el cuerpo medio de dicha turbina para ayudar a precalentar el agua que procede del

condensador.

Una vez condensado el vapor en el condensador, las bombas de condensado envían el

fluido al precalentador donde es calentado por el vapor procedente del cuerpo medio de

la turbina de baja.

De este precalentado, el fluido es enviado al desgasificador, donde recibe el aporte de

vapor que se extrajo a la salida de alta. Este vapor impulsará las partículas de O2 por

convección hacia la parte superior del desgasificador, de donde por venteo pasarán a la

atmósfera.

Finalmente a la salida del desgasificador, las bombas de agua de alimentación,

alimentan de nuevo el generador de vapor, empezando así un nuevo ciclo.



En los apartados siguientes se describirán los distintos subsistemas que conforman el

ciclo Agua-Vapor.

2.4.3.1 Bombas de Agua de Alimentación El agua de alimentación se aspira del desgasificador y se impulsa hacia el evaporador a

través del precalentador de alta presión. Serán dos unidades del 100% de capacidad, lo

que servirá para tener redundancia en el sistema en caso de fallo.

La función principal del sistema de agua de alimentación es el aporte de agua,

previamente precalentada, al sistema de generación de vapor para la producción de

vapor de alta presión.

La presión a la entrada de las bombas de agua de alimentación deberá ser suficiente para

asegurar que no se producen fenómenos de cavitación,

2.4.3.2 Generador de vapor El generador de vapor asociado al sistema solar anteriormente descrito consta de tres

cuerpos que van elevando la temperatura del agua de alimentación.

El aceite térmico a 400ºC es conducido al generador de vapor para vaporizar el agua de

alimentación y posteriormente sobrecalentar el vapor producido.



Figura 2-10: Ciclo de vapor

El esquema del intercambio térmico aceite/agua-vapor se puede apreciar en el balance

termodinámico del Anexo 7.

El flujo del aceite desde la salida del campo solar a una temperatura de unos 400ºC

hasta volver a entrar en el campo solar, con una temperatura de unos 295ºC, pasará por

una serie de elementos de intercambio térmico. Dos derivaciones de este colector

conducirán el aceite hacia el sobrecalentador y recalentador.

El paralelo con el conjunto economizador-vaporizador-sobrecalentador, se dispondrá el

recalentador, hacia el que se derivará una parte del flujo principal de aceite,

dependiendo de las condiciones de carga. La salida del recalentador se unirá con la del

economizador, derivándose ambas hacia el tanque de expansión del aceite.

El movimiento del agua a traves de los evaporadores se llevará a cabo mediante

recirculación natural, por diferencia de densidades entre agua y vapor.



Con el fin de maximizar el rendimiento del ciclo termodinámico, el diseño de la planta

busca alcanzar la misma temperatura en el vapor vivo (sobrecalentado) y en el vapor

recalentado.

Los tres cuerpos de los que consta el generador de vapor son los siguientes:

2.4.3.2.1 Precalentador o Economizador Intercambiador de calor donde el agua se precalienta hasta la temperatura próxima a la

evaporación.

Este precalentamiento del agua de alimentación satura el agua, aumenta el rendimiento

térmico de la instalación y elimina las contracciones térmicas que provocaría la entrada

de agua insuficientemente precalentada en el vaporizador

2.4.3.2.2 Evaporador

Intercambiador de calor donde el agua se evapora y el calor producido pasa al cuerpo

siguiente.

El evaporador está constituido por tubos de agua que intercambian calor con los tubos

de aceite térmico procedentes del campo solar. Estos tubos se encuentran conectados a

dos cabezales verticales.

° El cabezal inferior suministra el agua saturada a los tubos.

° En los tubos el agua se evapora y por convección natural debido a la

disminución del a densidad con la temperatura, asciende.

° En el cabezal superior, la mezcla de líquido-vapor formada se recoge y es

enviada al calderín.

° En el calderín se recibe el agua de alimentación y se envía el vapor al

sobrecalentador.



El calderín generalmente se encuentra en la parte superior del generador de vapor, y

constituye el recinto de mezcla en el que se encuentran en equilibrio la fase líquida y la

fase de vapor, por lo que la temperatura es la de saturación para la presión de operación.

El calderín constituye una reserva de agua que puede paliar en una cierta medida toda

variación brusca de producción de vapor.

Figura 2-11: Calderín

2.4.3.2.3 Sobrecalentador

Intercambiador de calor donde el vapor se calienta hasta la temperatura demandada por

el ciclo de potencia al que va asociado, que será siempre superior a la de saturación.

El objetivo de los sobrecalentadores y recalentadores, es el de aumentar el rendimiento

del ciclo, todos estos equipos no requieren un diseño especial, tratándose en realidad de

intercambiadores de calor con el único requisito de utilizar materiales aptos para evitar

la corrosión causada por el aceite térmico a alta temperatura.



2.4.3.3 Turbina de vapor

La turbina elegida es de eje horizontal y flujo de vapor axial. Tiene dos etapas, una

recibe el vapor de alta presión a la salida del sobrecalentador y la otra el vapor

recalentado de la primera etapa.

El segundo cuerpo tiene una extracción intermedia que va al desgasificador pasando

antes por el precalentador del condensado y que posteriormente retorna al ciclo como

condensado en el desgasificador.

Como sistemas auxiliares del turbogrupo cabe destacar:

° Válvulas de parada y control, para controlar el vapor que pasa en cada etapa.

° Virador, que hace que el eje gire a un número determinado de revoluciones aún

cuando la turbina no esté funcionando.

° Sistema de aceite para los diferentes circuitos de los cojinetes y para el

accionamiento hidráulico de las válvulas de parada y control de vapor vivo y del

recalentado.

° Sistema de vapor de sellos para impedir la entrada de aire frío por los ejes calientes

de la turbina, así como la pérdida de vacío.

La turbina a su vez está compuesta por los siguientes sistemas, de los cuales haremos

una breve descripción.

- Sistema de Extracción.

- Sistema de la Turbina Alta Presión AP

- Sistema de la Turbina Baja Presión BP

- Sistema del Condensador.

- Sistema de Evacuación

- Sistema de Engranaje.

- Sistema de Drenaje.

- Sistema del Vapor de Escape.



- Sistema del Bypass

- Sistema del Aceite lubricante

- Sistema del Vapor de sellos.

- Sistema del Aceite Hidráulico

- Sistema del Generador

- Sistema de limpieza de tubos.

- Sistema de Ventilación

2.4.3.3.1 LBD/LDS Sistema de Extracción.

El objetivo de éste sistema es el siguiente:

- Suministrar vapor al sistema de vapor de la Central.

- Proteger el rotor de la turbina de sobrevelocidad.

El módulo de Alta Presión (AP) tiene una extracción con una válvula de antiretorno y

una valvula de corte de operación neumática para suministro de vapor al precalentador 2

de AP. Además, el vapor extraído de la línea fría de recalentamiento al precalentador 1

de AP se realiza por medio de una válvula de mariposa de operación motorizada.

El módulo de Baja Presión (BP) tiene 4 extracciones; dos con válvulas de antiretorno y

válvulas de corte de mariposa de operación neumática (para el desaereador y

precalentador 3 de BP) y dos con válvulas de corte de mariposa de operación neumática

(para precalentadores 1 y 2 de BP).

Las válvulas de extracción de antiretorno protegen el rotor de la turbina de

sobrevelocidad (prevención de contra flujo de vapor a la turbina) y entrada de agua a la

turbina.

Las válvulas antiretorno de la extracción consisten en un disco colgante con un

dispositivo de cierre neumático. La válvula está provista de un resorte que fuerza el

disco a cerrarse en caso de fallo de la presión neumática.



Las válvulas antiretorno están soldadas a la tubería y las partes interiores pueden

desmontarse para Mantenimiento.

El sistema de protección de la turbina actúa el cierre forzado en caso de disparo de la

turbina.

Antes del arranque de la turbina deben drenarse todas las líneas de extracción.

2.4.3.3.2 MAA Sistema de la Turbina AP.

EL objetivo del sistema de turbina de vapor de AP es convertir la energía calorífica del

vapor proveniente del calentador en energía cinética y llevarla al Generador a través de

un engranaje reductor.

El módulo de AP de la turbina es de flujo sencillo, de impulsión, con 8

escalonamientos. El módulo está conectado al generador por medio de un engranaje

reductor.

El vapor a Alta Presión es suministrado a la turbina a través de una válvula de paro de

emergencia (ESV) y una válvula reguladora (CV). El vapor se expande a través del

módulo calorífico y se convierte en energía cinética.

Los componentes en las líneas de entrada de vapor tienen las siguientes funciones:

- Interrumpir el flujo de vapor en caso de emergencia (ESV)

- Proteger los álabes de la turbina contra partículas que puedan contener el vapor

(ESV escurridor)

- Controlar el flujo de vapor de entrada a la turbina (CV)

Cada válvula se controla por un servo motor hidráulico. El controlador de la turbina

opera a la CV, y la ESV es controlada por el sistema de protección de la turbina.

Después de pasar a través de los álabes, el vapor deja el módulo AP a través del escape

y continúa hacia el módulo BP a través de la línea de escape por medio del recuperador

de calor.

El módulo AP tiene una línea by-pass desde la línea de vapor vivo a la línea de

recalentamiento fría con una válvula neumática e inyección de agua de enfriamiento.

La cubierta de la tuberia está hecha de acero fundido en una pieza. Se une a la cubierta

de escape de acero fundido también por medio de tornillería. La cubierta es del tipo



barril con ensamble axial, en un diseño común para casi todas las aplicaciones a alta

presión y temperatura, pero también usado para aplicaciones con vapor a condiciones

más moderadas, ya que tiene ventajas como:

- Diseño simétricamente termoelástico, capaz de tolerar condiciones con rápidos

cambios de temperatura.

- Paredes de grosor uniforme y la ausencia de uniones horizontales minimiza el

uso de sello, dando una larga duración.

- Incrementa la precisión durante el ensamble, menos ajustes manuales.

- El rotor puede ser desmontado sin desmontar tuberías, válvulas ó grandes

tornillos

El rotor de la turbina es una pieza maciza. Los discos, el collarín de empuje y la brida de

acoplamiento están integrados en el eje.

Los álabes están fabricados de barras sólidas. Las partes abombadas entran por los lados

en ranuras correspondientes en la periferia del disco de la turbina. Las partes superiores

de los álabes están diseñadas para ajustarse y formar un recubrimiento contínuo. Dentro

del recubrimiento se alojan dos cables cubiertos de fleje de acero para prevenir

vibraciones y mejorar la eficiencia.

Los diafragmas, los cuales tienen álabes estáticos, están hechos de acero inoxidable

(12%CrMo). Los álabes guías están soldados por rayo electrónico a los diafragmas.

Esto le da una precisión excepcional y una superficie lisa, ambos de gran importancia de

cara al rendimiento.

Los diafragmas de hendidura horizontal son ensamblados alrededor del rotor y puestos

en posición por los anillos del soporte. Los anillos del soporte están axialmente

atornillados juntos para formar un paquete.

Todos los diafragmas y ambos lados de la cubierta están provistos de sellos de tipo

laberinto. Los sellos son anillos divididos en cuatro secciones a 90º instalados en una

ranura en forma de T en el diafragma. Dos resortes presionan cada sección contra el

rotor. Durante la operación, la presión del vapor en la periferia externa actúa junto con

la fuerza de los resortes.

El diseño permite a las secciones de los anillos moverse radialmente hacia afuera sin ser

dañados, si los sellos del rotor los tocan durante el período de giro antes del arranque.



Hay también flejes en el rotor, para mejorar la eficiencia de los sellos del eje, en

diafragmas y en extremos de la turbina.

El sistema de vapor de sellos suministra vapor de sellado durante la puesta en marcha, y

el sistema de escape de vapor elimina el vapor de escape de baja presión. Para reducir el

flujo del vapor de escape al condensador de vapor de sellos y mejorar la eficiencia de la

turbina, el vapor se extrae del sello a la entrada del eje y retornado al módulo de BP

El lado de entrada del rotor de la turbina se soporta por medio de un cojinete revestido

de metal blanco con mitades compensadas. Está instalado en la cajera del cojinete,

apoyado en la base del pedestal. El aceite se suministra al cojinete a través de un orificio

anular y drenado a través de una tubería común con el plato base del pedestal.

La cajera del cojinete también contiene el cojinete de empuje, el cual es del tipo

segmentado con lubricación de rocío, en cada lado del collarín de empuje del rotor. Este

cojinete está equipado con indicación de temperatura remota, alarma y un “keyphasor”

(indicador de la posición angular del eje).

El extremo de descarga del rotor está apoyado en un cojinete de mordazas inclinadas.

La cajera está fijada a la cubierta de la turbina. Todos los cojinetes pueden ser revisados

sin desmontar el rotor de la turbina.

Las vibraciones se monitorean mediante tres sensores sísmicos los cuales dan una señal

común (2 de 3) al sistema de protección de la turbina (iniciando una parada automática

de la turbina)

Los medidores de velocidad para el control de velocidad y protección por

sobrevelocidad están localizados en la brida de acoplamiento de la entrada de la turbina.

Los medidores transmiten los impulsos generados por una rueda dentada en la brida de

acoplamiento. Los 3 medidores se usan para el control de velocidad y la protección por

sobrevelocidad. La protección por sobrevelocidad se acciona al 110% de la velocidad

nominal.

La posición axial del rotor de la turbina se monitorea por medio de 3 sensores de

proximidad. Éstos están conectados a un sistema de monitoreo de posición Bentley

Nevada que disparará la turbina si la posición axial no es correcta.

La función de la válvula de paro de emergencia es:

- Interrumpir la admisión de vapor a la turbina de manera rápida si alguno de los

disparos ha actuado.



- Proteger los álabes de la turbina de las partículas en el vapor.

La válvula se opera por medio de un servo motor hidráulico. Está construido para que

no pueda abrir la válvula contra la presión total del vapor sin la previa igualación de la

presión a través de la válvula.

Durante la primera parte de la actuación del servomotor, sólo se mueve el vástago de la

válvula, abriendo la válvula piloto, construido dentro del disco de la válvula principal.

Cuando la diferencia de presiones a través de la válvula se ha igualado, la válvula

principal se abre por medio de la acción del servomotor. Ésta configuración con la

fuerza del servomotor limitada, previene la apertura de la ESV si la válvula de control

(CV) está abierta (lo cual de otra manera puede causar una no deseada e incontrolable

actuación).

El vástago de la válvula se guía por medio de un buje de carbón. El sello del vástago

consiste en un paquete de anillos blandos, comprimidos por un collarín tipo resorte

cargado. Un cierre entre el disco de la válvula principal y la superficie de asentamiento

de la cubierta previene fugas cuando la válvula está totalmente abierta.

El disco de la válvula está rodeado por un escurridor de vapor cilíndrico, el cual protege

a los álabes de las partículas extrañas del vapor.

La válvula de paro de emergencia (ESV) es operada por un servo motor hidráulico el

cual es controlado por el sistema de protección de la turbina. El servo está provisto con:

• Una válvula operada por un solenoide

• Válvula de drenaje rápido

Interruptores de posición

La ESV se abre por la presión hidráulica del aceite del sistema hidráulico y cerrada por

la fuerza del resorte del servo motor.

La función de la válvula operada por un solenoide, es abrir el servo por medio de la

presión de aceite y cerrarla parcialmente como parte de prueba de movilidad.

La válvula de drenaje rápido está instalada en la carcasa del servo motor. La válvula se

manteniene en posición cerrada por aceite disparado a presión. Si el aceite disparado a

presión se elimina, el aceite en el lado de la presión del servo pistón se descarga a

través de la válvula de drenaje rápido y la ESV se cierra entonces rápidamente.



Los interruptores de posición indican la posición de la ESV al sistema de control.

La función de la válvula reguladora, es controlar el flujo de vapor de entrada a la turbina

durante varias condiciones de operación. La válvula reguladora es de tipo de globo.

El servo motor y el asiento de la válvula pueden ser desmontados para inspección y

servicio sin desconectar las tuberías de vapor.

El controlador de la turbina opera la válvula reguladora de acuerdo al número de

parámetros fijados por el operador ó programados dentro del controlador, por ejemplo la

velocidad de la turbina y la temperatura de la cubierta.

La válvula de control es operada por un servo motor hidráulico, controlado por el

controlador de la turbina. El servo está provisto de:

• Una servo válvula (convertidor electrohidráulico)

• Una válvula solenoide


• Un transductor de posición

Como la ESV, la válvula reguladora se abre por presión hidráulica y cerrada por la

fuerza de un resorte en el servo motor. La válvula solenoide y la servo válvula están

montadas en el servo. El flujo de aceite hidráulico de y hacia el servo, está controlado

por señales del controlador de la turbina a la servo válvula y la válvula solenoide.

La bobina de la servoválvula actúa doblemente y está conectada al controlador de la

turbina. Durante una operación normal, es la servoválvula la que controla la carrera del

servomotor. La carrera, medida por un transductor de posición, está constantemente

retroalimentada al controlador de la turbina.

La válvula de drenaje rápido está instalada en la caja del servo. La válvula se mantiene

cerrada por la presión de aceite (por la válvula solenoide). Si la presión del aceite baja o

si la válvula solenoide es accionada, la válvula de drenaje rápido abrirá y drenará la

presión del lado del pistón, de ese modo cerrando la válvula reguladora.

Cuando la turbina es detenida, las dos válvulas de retención situadas en la línea de

recalentamiento frío, cerrarán automáticamente.



El vapor encerrado en el módulo AP debe entonces ser emitido al condensador, para así

prevenir sobrecalentamiento de los álabes de la turbina. Las dos válvulas de ventilación

abren automáticamente cuando se detiene la turbina. Éstas están conectadas en paralelo

para proveer redundancia, en caso de un mal funcionamiento de una de las válvulas.

El lado de escape de la turbina de AP está protegido por dos válvulas de seguridad

contra presión muy alta.

Antes de un arranque se debe calentar el módulo AP. Esto se hace por medio de la

válvula de calentamiento de acción neumática que suministra vapor desde el sistema de

recalentamiento de presión intermedia a la salida de la turbina en una dirección de flujo

opuesta a la normal.

No hay grupos de funcionamiento controlando el sistema de la turbina. En un sentido

general la unidad entera está controlada por varios grupos de funcionamiento,

principalmente en los sistemas auxiliares. Además hay una secuencia para arranque y

parada.

En un arranque frío, el virador debe estar funcionando dos horas antes y las tuberías de

vapor encima de la ESV deben ser calentadas y drenadas, antes de que la válvula de

emergencia pueda ser abierta. También se calienta la turbina desde la línea de presión

intermedia.

Antes de la puesta en servicio, la ESV es abierta manualmente por el operador. Una

prueba de cierre de la válvula debe de ser ejecutado, y la ESV debe ser reabierta.

Cuando la capacidad del flujo de vapor del calentador, la presión del vapor de entrada y

el supercalentamiento ha alcanzado los límites mínimos, la turbina puede ser arrancada.

Un arranque a máxima velocidad se realiza automáticamente por el CONTROLADOR

DE ARRANQUE cuando la orden de INICIO es dada por el sistema de control.

Cuando se ha alcanzado máxima velocidad, el generador está listo para sincronización.

Después de la sincronización, la secuencia de carga se inicia (carga manual o

automática).

La ESV es mantenida en posición abierta por aceite hidráulico en el servo.



La válvula reguladora está controlada por el controlador de la turbina, de acuerdo a los

parámetros fijados por el operador.

El operador reduce la carga hasta cero o hasta potencia inversa. El disparo del

interruptor del generador debe entonces iniciarse con el relevador de potencia inverso,

antes de que el operador presione el botón de paro. Normalmente, el procedimiento de

reducción de carga y parada es automático después de la orden del operador.

La ESV y la CV están cerradas tras ésta situación.

La turbina tiene que ser girada por al menos el periodo requerido de enfriamiento

después de la puesta fuera de servicio (acción a realizar por el virador).

Cuando está iniciado el disparo de la turbina, la presión del aceite hidráulico a las servo

válvulas sube y la ESV y la CV cierran. El flujo de vapor a la turbina se cierra, la

turbina desacelerará y el virador se pondrá en funcionamiento automáticamente.

La unidad puede ser reiniciada inmediatamente si la causa del disparo ha sido

remediada.

Un disparo del interruptor del generador puede causar rechazo a la carga, lo cual afecta

a la válvula reguladora. En caso de rechazo de carga, el controlador de la turbina da un

pulso corto a la válvula solenoide del servo motor de la válvula de control. La válvula

solenoide entonces cambiará a posición de drenaje, lo que abrirá las válvulas de drenaje

rápido. El aceite es drenado del servo de la válvula reguladora y la válvula es

rápidamente cerrada. De este modo se previene un disparo por sobrevelocidad. Al final

del pulso del controlador de la turbina, la válvula solenoide regresa a una posición no-

actuada. Entonces el controlador de la turbina reanuda el control sobre las servo

válvulas de regulación.

Bajo la condición de que UNLOADING (BAJANDO CARGA) es válida y el

interruptor del generador (GCB) dispara, la turbina es automáticamente disparada 2

segundos después del disparo del GCB.

En una falla externa en el suministro de energía AC (falla en la red), la turbina cambia a

control de frecuencia y cero banda muerta. El control de presión es desconectado.

En una falla interna en el suministro de energía AC o si no es posible el control de la

frecuencia, la turbina será disparada.



El motor del virador no arrancará y si la turbina tiene que ser reiniciada a corto plazo, el

rotor de la turbina debe ser girado manualmente (por medio de la rueda manual en el

motor). La circulación de aceite de lubricación a través de los cojinetes de la turbina

debe ser mantenida por al menos el tiempo de giro requerido después del paro de la

turbina.

Cualquier situación de peligro para la turbina resultará en una parada de emergencia de

ésta.

Los siguientes parámetros afectan el sistema de la turbina y son por eso supervisados:

• Velocidad de la turbina (alta velocidad inicia disparo).

• Posición axial del rotor (alarma y disparo).

• Nivel de vibraciones (un alto nivel de vibraciones inicia alarma y disparo).

• Temperatura en el cojinete de empuje y en los cojinetes radiales (alta temperatura

inicia alarma y disparo).

• Temperatura del vapor de admisión (alta temperatura inicia alarma y disparo).

También se realiza un cálculo (junto con la presión del vapor) para conocer el grado

de sobrecalentamiento (bajo sobrecalentamiento inicia alarma y disparo).

• Presión del vapor de admisión. La presión antes de entrar a la ESV es monitoreada

por el sistema de control central. Una alarma es generada por alta o baja presión. A

baja presión del vapor de admisión, el controlador de la turbina reducirá la carrera

de la válvula reguladora.

• Presión de escape de la turbina (alta presión genera disparo).

• Temperatura de escape de la turbina (alta temperatura genera alarma (max 1 hora

de operación) y disparo).

• Presión diferencial a través de la turbina (alta/baja alarma, bajo disparo y control de

alto límite).

• Presión diferencial entre la extracción y salida (alta Pdiff inicia alarma y limitador).



Si el virador está fuera de servicio, y la turbina debe de ser reiniciada en corto plazo, el

rotor de la turbina debe ser girado manualmente. El suministro de aceite de lubricación

a los cojinetes (y aceite al generador) debe ser mantenido por al menos el tiempo

requerido de giro.

Fallos en el sistema de aceite de lubricación afectarán a los cojinetes de la turbina.

Fallos en el sistema de drenaje pueden ocasionar daños a los álabes.

Fallos en el sistema hidráulico afectarán a las válvulas de vapor.

Un ataque de corrosión puede ocurrir en la turbina si el vapor contiene un excesivo

nivel de sales o gases corrosivos.

El sistema de turbina está diseñado para un flujo de vapor correspondiente a un máximo

del flujo promedio del calentador.

La ESV y la CV están diseñadas para una máxima cantidad de vapor proveniente del

calentador.

Calidad del vapor para cubrir las demandas de 0700-01.

El modelo de la Turbina es el SST700, modulo AP HP16RH.

En caso de una falla externa en el suministro de energía (falla en la red), la turbina

cambia a control de frecuencia.

La turbina está montada en una base de hormigón, junto con el engranaje reductor, el

generador, el módulo BP y la parte de salida de vapor.

Las válvulas de vapor están instaladas en tuberías de vapor inmediatamente antes del

módulo AP

2.4.3.3.3 MAC Sistema de la Turbina BP

El propósito del sistema de turbina de vapor, módulo BP es convertir la energía

calorífica del vapor proveniente del calentador, en energía cinética y manejar al

generador.



El módulo BP es de flujo sencillo, de impulsión, con 12 escalones y escape axial.

Cuando el vapor de admisión alcanza la turbina, principalmente pasa por un escurridor,

una válvula de paro de emergencia (ESV) y después continúa a una válvula de control

(CV). La línea está conectada de tal manera que entra en una línea sencilla desde la

parte superior de la turbina.

Hay también cuatro extracciones de vapor.

Las funciones de las válvulas de vapor son:

• Proteger el módulo contra objetos peligrosos (escurridor).

• Interrumpir el flujo de vapor al módulo en caso de disparo de la turbina (ESV y

CV)

• Controlar el flujo de vapor a la turbina (CV)

Cada válvula de vapor es controlada por un servo motor hidráulico. El controlador de la

turbina opera la CV y ambas válvulas (CV y ESV) son controladas por el sistema de

protección de la turbina.

El vapor se expande a través de la turbina, y algo de la energía calorífica es convertido

en energía cinética. El vapor de escape es entonces condensado en el condensador

principal, enfriado por agua.

El eje de la turbina está conectada directamente al generador.

Toda la instrumentación está cableada hacia las cajas de conexión.

La cubierta de la turbina consiste en dos partes:

• una cubierta principal de acero fundido

• una cubierta de escape de lámina de acero soldada

La cubierta principal de la turbina esta atornillada a la cubierta exterior, la cual a su vez,

está atornillada al condensador. El condensador también soporta la parte de escape de la

turbina.

Los diafragmas, los cuales contienen a las veletas guía, están seccionados

horizontalmente y localizados por ranuras en la cubierta. Las veletas de guía están

soldadas por medio de rayos de electrones a los diafragmas.



La parte inferior de los diafragmas está soportada por tornillos ajustables los cuales

descansan sobre soportes en la parte inferior de la cubierta. La parte superior del

diafragma descansa en la parte inferior.

Los soportes están montados en la parte superior de la cubierta y, cuando se desarma la

turbina, las mitades superiores de los diafragmas son levantadas conjuntamente con la

mitad superior de la cubierta.

La cubierta de escape está provista con boquillas de rocío de agua para enfriar el vapor

durante operación de baja carga.

El rotor de la turbina es una pieza maciza, forjada y estabilizada de calor. Los discos, el

collarín de empuje y la brida de acoplamiento están integrados con el eje. El rotor ha

sido probado minuciosamente para comprobar la calidad y la estabilidad térmica del

material, y ha sido dinámicamente equilibrado.

Los álabes del tipo de impulsión están fabricados de barras sólidas. Las raíces de forma

abombada entran por los lados en ranuras correspondientes en la periferia del disco de la

turbina. Los dos últimos escalones de álabes tienen raíces de forma de árboles.

Los álabes, con la excepción de los últimos dos escalones, son diseñados para ajustarse

y formar un recubrimiento continuo con hasta cinco cables integrados con flejes de

sello. Los cables prevendrán vibraciones y mejoran la eficiencia puesto que reducen las

fugas de vapor a través el recubrimiento.

Los álabes de los dos últimos escalones tienen otra forma con sección torcida. Para

incrementar la fuerza de los álabes, son endurecidos por granallado. Sus ejes principales

son endurecidos por inducción como protección contra la erosión por gotas de agua.

Todos los diafragmas y ambos lados de la cubierta de la turbina están provistos con

sellos del tipo laberinto. Los sellos son anillos divididos en cuatro secciones a 90°

instaladas en una ranura en forma de T en el diafragma. Dos o cuatro resortes presionan

cada sección contra el rotor. Durante la operación, la presión del vapor en la periferia

externa de los anillos, actúa junto con la fuerza de los resortes.

El diseño permite a las secciones de los anillos moverse radialmente hacia afuera sin ser

dañados, aunque los sellos del rotor los toquen durante el periodo de giro antes del

arranque.



Todos los sellos de diafragmas en la parte de alta presión de la turbina son del tipo de

desgaste. Además hay sellos en el rotor para mejorar la eficiencia de los sellos del eje en

la parte de alta presión.

La parte giratoria de los sellos del eje consiste en alambres con aletas de sello fijados en

el rotor. Las partes estacionarias consisten en cuatro secciones de anillos de 90º, con

aletas de sello instaladas en la ranura de forma T en el soporte del sello, y una superficie

lisa en el extremo de salida. La superficie lisa permite una expansión térmica axial.

El sistema de vapor de sellos suministra vapor de sellado durante la puesta en marcha,

y el sistema de escape de vapor elimina el vapor de escape de baja presión. Para reducir

el flujo de vapor de escape al condensador de vapor de sellos y mejorar la eficiencia de

la turbina, el vapor es extraído del lado de entrada de la turbina. Este vapor se usa como

vapor de sellos en el extremo de salida de la turbina. El vapor sobrante retorna a la

turbina a través una válvula de control de presión.

El lado de la entrada del rotor de la turbina está soportado por un cojinete partido,

revestido de metal blanco, instalado en la caja del cojinete, fijado a la cubierta de la

turbina. Aceite de lubricación es suministrado al cojinete a través de un orificio anular y

drenado de regreso al tanque de aceite de lubricación a través de una tubería. La caja del

cojinete también contiene al cojinete de empuje, el cual es del tipo de cojinetes

segmentados e inclinados con lubricación de rocío en cada lado del collarín de empuje

del rotor.

El cojinete del lado de la salida es una chumacera cilíndrica del tipo sección de limón.

La caja del cojinete descansa en soportes en la cubierta de escape. El cojinete es

accesible por medio de una apertura de inspección en la cubierta exterior y del lado del

condensador después de desmontar una cubierta de servicio.

Ambos cojinetes están provistos con monitoreo por alarma (y disparo manual) de

temperatura. También son alimentados con aceite de lubricación para reducir la fricción

durante el viraje del rotor y pueden ser revisados o cambiados sin desmontar el rotor de

la turbina.

La condición de vibración es monitoreada por tres sensores sísmicos en cada uno de los

cojinetes principales. Los sensores activan una alarma en niveles de alta vibración y

disparan la turbina en caso de muy altas niveles de vibración (elección 2 de 3).



Los medidores de velocidad para protección por sobrevelocidad están localizados en la

brida de acoplamiento en la entrada de la turbina. Los medidores transmiten los

impulsos generados por una rueda dentada en la brida de acoplamiento. Hay tres

captadores que son usados para protección de sobrevelocidad en configuración 2 de 3

con disparo a 110 % de la velocidad nominal.

La posición axial del rotor es monitoreada por tres sensores de proximidad entre la brida

de acoplamiento y el eje tubular, que conecta la turbina y el generador. Inician alarma y

disparo (elección 2 fuera de 3).

La función de las válvulas de paro de emergencia es interrumpir la admisión de vapor a

la turbina de manera rápida si alguno de los dispositivos de disparo ha actuado.

La válvula ESV en la línea de vapor de inyección es del tipo mariposa y es maniobrada

por un servo motor del mismo tipo como el de arriba. La acción de movimiento al disco

es en este caso transferido por una palanca.

La válvula de paro de emergencia (ESV) es operada por un servo motor hidráulico el

cual es controlado por el sistema de protección de la turbina. El servo está provisto con:

• Una válvula operada por un solenoide


• Interruptores de posición

La ESV es abierta por la presión hidráulica del aceite del sistema hidráulico y cerrada

por la fuerza del resorte del servo motor.

La función de la válvula solenoide, es la de abrir el servo por medio de aceite de control

y cerrarla parcialmente como parte de prueba de movilidad.

La válvula de drenaje rápido está instalada en la carcasa del servo motor. La válvula es

mantenida en posición cerrada por aceite de control. Si baja la presión del aceite, el

aceite en el lado de presión del servo pistón es descargado a través de la válvula de

drenaje rápido y la ESV es entonces cerrada rápidamente.

Los interruptores de posición indican la posición de la ESV al sistema de control.

La función de las válvulas de control, es la de controlar el flujo de vapor a la turbina

durante varias condiciones de operación.



La válvula de control para vapor de entrada es del tipo de mariposa.

El controlador de la turbina opera las válvulas de control de acuerdo a un número de

parámetros fijados por el operador, por ejemplo la temperatura de la cubierta.

Las válvulas de control son operadas por servo motores hidráulicos, controlados por el

controlador de la turbina. Los servos son proveídos con:

• Una servo válvula (convertidor electrohidráulico)

• Una válvula solenoide


• Un transductor de posición

Como las ESVs, las válvulas de control son abiertas por presión hidráulica y cerrada por

la fuerza de un resorte en el servo motor. La válvula solenoide y la servo válvula están

montadas en el servo. El flujo de aceite hidráulico de y hacia el servo, es controlado por

señales del controlador de la turbina a la servo válvula y la válvula solenoide.

La bobina de la servo válvula actúa doblemente y está conectada al controlador de la

turbina. Durante una operación normal, es la servo válvula que controla la carrera del

servo motor. La carrera, medida por un transductor de posición, es constantemente

retroalimentada al controlador de la turbina.

La válvula de drenaje rápido está instalada en la caja del servo. La válvula es mantenida

cerrada por aceite de control (por la válvula solenoide). Si la presión del aceite baja ó si

la válvula solenoide es accionada, la válvula de drenaje rápido abrirá y drenará la

presión del lado del pistón, cerrando la válvula reguladora.

No hay grupos de supervisión controlando el sistema de la turbina. En un sentido

general la unidad entera es controlada por varios grupos de funcionamiento,

principalmente en los sistemas auxiliares. El arranque y la parada se realizan con una

secuencia automática.

En un arranque en frío, el virador debe funcionar dos horas antes y las tuberías de vapor

antes de la ESV deben ser calentadas y drenadas, antes de que la válvula de emergencia

pueda ser abierta.



Antes de la puesta en servicio, la ESV es abierta manualmente por el operador. Una

prueba de cierre de la válvula debe de ser ejecutado, y la ESV debe ser reabierta.

Cuando la capacidad del flujo de vapor del calentador, la presión del vapor de entrada y

el sobrecalentamiento ha alcanzado los límites mínimos, la turbina puede ser arrancada.

Un arranque a máxima velocidad es hecho automáticamente por el CONTROLADOR

DE ARRANQUE cuando la orden de INICIO es dada por el sistema de control.

Cuando se ha alcanzado máxima velocidad, el generador está listo para sincronización.

Después de la sincronización, la secuencia de carga se inicia (carga manual o

automática)

Las ESVs son mantenidas en posición abierta por aceite de control en el servo.

La válvula reguladora es controlada por el controlador de la turbina, de acuerdo a los

parámetros fijados por el operador.

El operador reduce la carga hasta cero o hasta poner en inverso. El disparo del

interruptor del generador debe entonces iniciarse mediante el relé de potencia inversa,

antes de que el operador presione el botón de paro. Normalmente, el procedimiento de

reducción de carga y parada es automático después de la orden del operador.

La ESV y la CV están cerradas.

La turbina tiene que ser girada por al menos el periodo requerido de enfriamiento

después de la puesta fuera de servicio.

Cuando es iniciado el disparo de la turbina, la presión del aceite hidráulico a las servo

válvulas baja y la ESV y la CV cierran. El flujo de vapor a la turbina es cortado, la

turbina desacelerará y el virador se pondrá en funciónamiento automáticamente.

La unidad puede ser reiniciada inmediatamente si la causa del disparo ha sido

remediada.

Un disparo del interruptor del generador causará rechazo a la carga, lo cual afecta a la

válvula reguladora. En caso de rechazo de carga, el controlador de la turbina da un

pulso corto a la válvula solenoide del servo motor de la válvula de control. La válvula

solenoide entonces cambiará a posición de drenaje, lo que abrirá las válvulas de drenaje

rápido. El aceite es drenado del servo de la válvula reguladora y la válvula es



rápidamente cerrada. De este modo se previene un disparo por sobrevelocidad. Al final

del pulso del controlador de la turbina, la válvula solenoide regresa a una posición no-

actuada. Entonces el controlador de la turbina reanuda el control sobre las servo

válvulas de regulación.

Bajo la condición de que UNLOADING (BAJANDO CARGA) es válida y el

interruptor del generador (GCB) dispara, la turbina es automáticamente disparada 2

segundos después del disparo del GCB.

En una falla externa en el suministro de energía AC (falla en la red externa), la turbina

cambiará a control de frecuencia y cero banda muerta. El control de presión es

desconectado.

En una falla interna en el suministro de energía AC o si no es posible el control de la

frecuencia, la turbina será disparada.

Sin suministro de carga eléctrica, el virador no se pone en marcha, y si la turbina tiene

que ser reiniciada a corto plazo, el rotor de la turbina debe ser girado manualmente (por

medio del volante en el virador). La circulación de aceite de lubricación a través de los

cojinetes de la turbina debe ser mantenida por al menos el tiempo de giro requerido

después del paro de la turbina (por una red de respaldo).

La válvula de rocío de agua (sistema MAW), está en "falla al abrir", lo cual significa

que la válvula de agua abre en una falla en el suministro de AC o aire comprimido.

Cualquier situación de peligro para la turbina desembocará en una parada de emergencia

de ésta.

Los siguientes parámetros afectan el sistema de la turbina y son por eso supervisados:

• Velocidad de la turbina (alta velocidad inicia alarma y disparo).

• Posición axial del rotor (alarma y disparo).

• Nivel de vibraciones (alto nivel de vibraciones inicia alarma y disparo).

• Temperatura en el cojinete de empuje y en los cojinetes radiales (alta temperatura

inicia alarma, para un disparo se exige una acción manual).



• Carga de la turbina (periodo largo de operación debajo de carga mínima iniciará

disparo de la turbina).

• Carga inversa (carga eléctrica bajo cero abrirá el interruptor del generador).

• Posición de la ESV (posición errónea inicia alarma y disparo).

• Posición de la CV (posición errónea en comparación con posición ordenada inicia

alarma).

• Temperatura de escape de la turbina, un escalonamiento antes de la salida (alta

temperatura genera alarma (max 1 hora de operación) y disparo, elección 2 de 3).

• Temperatura de escape de la turbina (alta temperatura genera alarma (max 1 hora

de operación) y disparo, elección 2 de 3).

• Presión del agua de rocío (se inicia alarma a baja presión).

• Alto nivel de agua en el pozo caliente disparará la turbina.

Si el virador está fuera de servicio, y la turbina debe de ser reiniciada a corto tiempo, el

rotor de la turbina debe ser girado manualmente. El suministro de aceite de lubricación

a los cojinetes y aceite de la bomba hasta los cojinetes debe ser mantenido por al menos

el tiempo requerido de giro.

• Fallos en el sistema de aceite de lubricación afectará a los cojinetes de la turbina.

• Fallos en el sistema de drenaje puede ocasionar daños a los álabes.

• Fallos en el sistema hidráulico afectará a las válvulas de vapor.

• Temperatura del vapor de admisión (alta temperatura iniciará alarma y disparo).

• Presión del vapor de admisión. La presión antes de entrar a la ESV es monitoreada

por el sistema central de control. Dispone de alarma para alta o baja presión.

• Sobrecalentamiento de vapor de admisión (bajo sobrecalentamiento iniciará alarma

y disparo).

• Un ataque de corrosión puede ocurrir en la turbina si el vapor contiene un excesivo

nivel de sales o gases corrosivos.



El sistema de turbina está diseñado para un flujo de vapor correspondiente a un máximo

del flujo promedio del calentador.

Las ESVs y la CV están diseñadas para datos máximos del vapor proveniente del

generador de calor.

Calidad del vapor para cubrir las demandas de la turbina 0700-01.

Modelo de Turbina Baja Presión BP: SST700-LP357.

En caso de una falla externa en el suministro de energía (falla en la red externa), la

turbina cambiará a control de frecuencia.

La turbina está montada en una base de hormigón, junto con el engranaje reductor, el

generador y la parte de salida de vapor.

Las válvulas de vapor están instaladas en tuberías de vapor inmediatamente antes de la

turbina. SE recomienda efectuar las siguientes revisiones periódicas:

• Chequear que las ESVs se muevan libremente haciendo pruebas de carrera una vez

por semana durante la operación.

• Chequear las prensaestopas de las válvulas cada mes.

• Una simulación de prueba de sobrevelocidad debe ser ejecutada una vez a la

semana.

• Una prueba de sobrevelocidad debe ser ejecutada en vivo una vez al año durante

una puesta fuera de servicio normal.

• Chequear que la ESV no tiene fugas (cada arranque, no más que mensualmente).

Ningún componente es accesible durante una operación normal.

Inspección de los cojinetes y partes del canal de los álabes es posible durante el reposo.

El servicio de otros componentes de la turbina involucra desmantelamiento de la

turbina.



2.4.3.3.4 MAG Sistema del Condensador

El propósito del condensador es el de condensar el vapor de la turbina y – si aplica – el

vapor de bypass de la turbina durante la parada y colectar el condensado para

reutilización en el generador de vapor.

El condensador recibe vapor de la turbina y – si aplica – del bypass de la turbina, y

genera la presión más baja posible en la salida de la turbina mientras condensa el vapor.

El condensador es enfriado por agua de de una torre de enfriamiento y equipado con

tubos de condensación, hechos del material titanio. Los tubos se mantienen libres de

impuridades al lado de enfriamiento por un sistema de limpieza.

El condensador está conectado al sistema de evacuación de aire para eliminar los gases

inertes.

El condensado del condensador es guiado a un sistema de condensado, que mantiene un

nivel constante en el pozo caliente.

El condensador está equipado con una válvula rompevacío para romper el vacío del

condensador, un disco de ruptura para protección contra sobrepresión e instrumentos

para supervisar la presión del condensador y el nivel del agua.

El condensador está protegido contra alta temperatura por medición de la temperatura

en la placa cerca del “tubo de descarga”.La alta temperatura causa disparo de las

válvulas de bypass (elección 2 de 3).

La turbina está protegida por la operación con alta presión en el condensador por tres

interruptores de presión los cuales causarán disparo de la turbina (elección 2 de 3).

Antes del disparo, la operación de la turbina está vigilada por tres transmisores de

presión.

La turbina está protegida por alto nivel de agua en el condensador por tres interruptores

de nivel, los cuales causarán disparo de la turbina y disparo del bypass.

El condensador está equipado con una caja de flasheo para drenajes internos.

No existen grupos de funcionamiento en el sistema de condensador. Solo hay un equipo

controlado en el sistema, la válvula de rompevacío. Normalmente se abre la válvula



manualmente durante parada de la turbina. En caso de ciertas perturbaciones, la válvula

abre automáticamente.

Además hay un “botón” para seleccionar “rompe vacío de emergencia”. Esta función

puede solo usarse en caso de muy altas vibraciones, y es posible romper el vacío con

muy alta velocidad del rotor de la turbina para rápidamente reducir la velocidad.

El sistema de limpieza de los tubos (PAH) tiene un grupo de funcionamiento.

La válvula de rompevació está en posición cerrada antes de la puesta en servicio de la

planta (está normalmente cerrada después de una parada). El vacío está establecido en el

condensador por medio del sistema de evacuación. La válvula tiene un flujo de agua de

sellos pequeño que se ajusta manualmente.

La válvula de rompevacío está en posición cerrada. Se mantiene el vacío en el

condensador.

El nivel de agua en el pozo caliente en el condensador se mantiene a un nivel constante

por las bombas y las válvulas de control en el sistema de condensado.

Se puede abrir la válvula de rompevacío manualmente cuando la velocidad de la turbina

está por debajo de 10% y cuando no hay demanda de operación del condensador (es

decir operación en by-pass).

La válvula puede cerrarse manualmente cuando hay presión atmosférica en el

condensador.

El disparo de la turbina o del interruptor del generador no interferirán al sistema del

condensador (El flujo de vapor es interrumpido de la turbina al condensador.)

La pérdida del suministro de energía cerrará la válvula rompevacío.

• Posición no correcta de la válvula rompevacío dará alarma.

• Muy alta presión en el condensador disparará la unidad. Antes de alcanzar la alta

presión, el controlador de la turbina limita la carga de la turbina. El bypass es

también accionado, dependiendo de la velocidad de la turbina.

• Muy alto nivel en el pozo caliente disparará la turbina y el bypass de la turbina.

• Muy bajo nivel en el pozo caliente va a parar las bombas de condensado.



• La válvula de rompevacío es automáticamente abierta si hay baja presión del vapor

de sellado durante más de 10 minutos y la velocidad de la turbina es < 10% o si la

turbina ha sido parada durante más de 60 segundos.

• Pérdida de capacidad de enfriamiento incrementará la presión del condensador, lo

que resultará en disparo de la turbina.

• En ocasiones de emergencia, por ejemplo vibraciones de magnitud extrema, la

válvula de rompevacío está abierta, con el fin de rápidamente reducir la velocidad

del rotor de la turbina. Esta apertura de emergencia puede ser iniciada

automáticamente o manualmente.

• Cuando se ha ordenado apertura de emergencia de la válvula de rompevacío,

automáticamente o manualmente, también actúa el disparo de la turbina (si no está

ya iniciado).

• Muy alta temperatura en el tubo de descarga disparará el bypass de la turbina.

El condensador está diseñado para carga máxima durante operación continua.

No hay suministro de carga durante la emergencia en el sistema del condensador.

La turbina y el condensador están rígidamente fijados uno a otro. El condensador, que

es parte del soporte de la turbina, tiene que ser conducido para que no haya riesgo de

que fuerzas externas sean transmitidas a la unidad de la turbina.

No hay pruebas de funciónamiento durante operación normal.

Partes de sistema de limpieza de los tubos (bombas y colector de bolas) son accesibles

durante operación normal.

2.4.3.3.5 MAJ Sistema de Evacuación

El propósito del sistema de evacuación es el de sacar y mantener el vacío necesario en el

condensador.



El sistema de eliminación del aire consiste en dos unidades idénticas de 100% de

capacidad. Cada una contiene bomba de vacío, enfriador y un tanque de separación de

agua.

Durante la operación de la turbina se evacúa el aire en el condensador mediante las

bombas de vacío. El sistema de evacuación contiene dos bombas de vacío idénticas con

una capacidad de 100 % cada una. Cada unidad se compone de bomba de anillo de agua

y enfriador. Los gases inertes son venteados en un tanque de separación.

El grupo de funciónamiento definido en el sistema es el FG “Bombas de vacío”. El FG

controla las bombas.

Una de las bombas debe ser seleccionada (por el operador) al modo AUTO. La otra

debe estar en modo STANDBY (espera). El operador puede cambiar la bomba de

servicio al ordenar la bomba en STANDBY al modo AUTO. Entonces ésta bomba

arrancará y la otra bomba se detendrá y se pondrá en STANDBY.

El arranque puede hacerse cuando:

• La válvula rompevacío está cerrada

• El sistema de agua de enfriamiento a los enfriadores está en operación.

• El nivel de agua en los tanques de separación es correcto.

El operador da una orden de inicio al FG “Bombas de vacío”. Cuando el FG es activado

ambas bombas arrancan y funcionan en paralelo hasta que la presión del condensador

está por debajo de cierta presión. Después sólo una bomba estará en operación, si las

condiciones de arranque se cumplen.

Durante operación normal, la bomba STANDBY arrancará automáticamente si la

presión antes de las bombas se incrementa por encima de cierta presión.

El FG “Bombas de vacío” se detiene manualmente.

Las bombas no están en operación durante paradas.

Disparo de la turbina o del interruptor del generador no interferirán al sistema de

eliminación de aire.

No hay alimentación eléctrica de emergencia para las bombas en caso de corte de

energía. Cuando las bombas se paran, la presión en el condensador se incrementará

lentamente.



La alta presión antes de las bombas arranca automáticamente la bomba en espera.

Cuando la presión está correcta, ésta bomba se detiene.

Fallos en el sistema que estén conectados no afectarán el sistema de eliminación de aire.

El sistema de eliminación de aire está dimensionado para carga máxima contínua y

según los parámetros de proceso en cada circunstancia.

No hay alimentación eléctrica de emergencia al sistema.

Los componentes están hechos de acero al carbón y aleación pobre.

2.4.3.3.6 MAK Sistema de Engranaje

El propósito del sistema es el de reducir la velocidad del módulo AP a una velocidad

compatible con el generador eléctrico. Lo cual implica:

• Permitir al generador y a la turbina tener diferentes, pero optimizadas, velocidades

en los ejes.

• Transmisión de potencia de la turbina al generador.

El engranaje reductor es de un simple escalonamiento, con un engranaje de eje paralelo,

con ejes desalineados horizontalmente. Las ruedas del engranaje son de tipo helicoidal

simple.

La cubierta del engranaje esta soldada. Existen unas aberturas de inspección que

permiten la fácil inspección de los engranajes. Las conexiones para el montaje de los

termómetros, termopares y sensores de vibración son estándar.

Los ejes de los engranajes están soportados por cojinetes (cojinetes de mitades

desalineadas en el árbol del generador y mitades desalineadas en el árbol de la turbina).

Las fuerzas axiales están soportadas por los cojinetes de empuje en los dos módulos.

Los sellos son de tipo laberinto.

Los cojinetes y el engranaje reciben aceite del sistema de lubricación a través de una

conexión central en la cubierta del engranaje. El aceite de lubricación regresa al tanque



de aceite principal a través de los drenajes de aceite en la parte baja de la cubierta del

engranaje.

El virador está colocado en la parte libre al final del piñón del eje. Este comprende un

motor asíncrono, un engranaje de tipo gusano y un acoplamiento SSS (Self Shifting

Synchronizing). El acoplamiento SSS es un embrague, el cual se desconecta

automáticamente cuando la velocidad de la turbina es mayor a la del virador. Existe un

volante para giro de emergencia manual, que está montado en el lado libre del motor del

virador. El eje del motor está protegido por una cubierta con un micro interruptor,

conectado al circuito del motor del virador. El micro interruptor bloquea el arranque

del virador si la cubierta de protección ha sido eliminada.

El virador está controlado por FG "Turning gear” (“Engranaje del virador"). El grupo de

funcionamiento controla el motor asíncrono. El motor tiene un dispositivo de arranque

blando. Este grupo además controla las bombas de presión del sistema de lubricación.

El motor del virador puede, independiendo del FG, ser puesto en modo “MAN” y por

eso maniobrado por el operador si ciertas condiciones se cumplen.

El sistema del engranaje reductor y el acoplamiento SSS son sistemas completamente

mecánicos.

El virador es arrancado antes de la puesta en servicio de la turbina. Cuando se da la

orden de iniciar al FG, las bombas de presión y el motor asíncrono arrancan y el

embrague se acopla automáticamente. Después de girar por dos horas (arranque en frío),

la turbina puede arrancarse. El embrague se desacopla cuando la velocidad del piñón

excede la velocidad del virador y el motor se detiene automáticamente. El motor del

virador y las bombas de presión automáticamente paran por encima de cierta velocidad

de la turbina.

El FG queda en posición ON, pero el motor asincrónico y las bombas de presión no

están en operación. Están listos para arranque si la turbina se detiene.

El engranaje está diseñado para todos los modos de operación normal, incluyendo

arranque, servicio normal y puesta fuera de servicio.

En una parada de la turbina, las bombas de presión y el motor asíncrono arrancan y el

embrague se acopla automáticamente durante el periodo de desaceleración de la turbina.



El virador se debe mantener en operación durante el periodo de enfriamiento después de

parada la turbina.

Después del enfriamiento se apaga el FG y el motor asincrono y las bombas de presión

se paran automáticamente.

Unas condiciones de operación anormal generan un disparo de planta, el suministro de

aceite de lubricación al engranaje se mantiene durante la desaceleración por el sistema

de lubricación.

El reductor es un sistema mecánico y no es afectado por la pérdida del suministro de

energía. El motor asíncrono para viraje es manejado por la red de AC ordinaria. Una

falla en la red AC, inicia un disparo de la turbina y el giro de emergencia debe ser

ejecutado manualmente.

• El nivel de vibraciones en la cubierta está monitorizado. Un nivel de vibraciones

muy alto provocará alarma y disparo de la turbina.

• Las temperaturas de los cojinetes son monitorizados. Un nivel de temperatura muy

alto provocará alarma y disparo manual.

El sistema de lubricación de aceite afecta al sistema del engranaje reductor. El engranaje

reductor no está disponible para operación en caso de una falla en el aceite de

lubricación.

El reductor está diseñado para máxima carga durante una operación continúa.

No hay una alimentación eléctrica de emergencia extra en caso de falla en el suministro

de energía AC.

Cubierta del engranaje: Acero

Piñón: Acero al carbono

Rueda del engrane: Acero al carbono

Eje (alta velocidad): Integrada al piñón

Eje (baja velocidad): Acero de aleación

Revestimiento de los cojinetes: Antifricción

Sellos: Aluminio



No se realizan pruebas de funcionamiento durante la operación normal.

No hay componentes accesibles durante la operación.

2.4.3.3.7 MAL Sistema de Drenaje

El propósito del sistema de drenaje es el de juntar el drenaje de los sistemas siguientes y

transportarlo al recipiente de drenaje. Este recipiente puede ser condensador, caja de

flasheo del condensador, tanque de drenaje interno o tanque de drenaje externo.

Los sistemas drenados son:

• El sistema de turbina de vapor

• El sistema de vapor

• El sistema de vapor de escape

• El sistema de vapor de sello

El sistema de drenaje transporta agua desde lugares donde el vapor tiende a condensarse

o el agua tiende a acumularse durante el inicio, operación o paro. El sistema así

previene la acumulación de agua, la cual causa golpeteo de agua, erosión o flujo de

vapor imprevisto por evaporación en un decremento de la presión.

Los drenajes están clasificados como internos o externos, dependiendo de la ubicación

del puerto de drenaje.

• Drenajes internos están conectados a las turbinas de manera que no estarán

presurizados si la turbina está fuera de servicio.

• Drenajes externos son drenajes que pueden ser presurizados cuando la turbina está

fuera de servicio o durante parada, y por lo tanto deben ser drenados fuera de los

drenajes internos.

Los drenajes están instalados como tuberías separadas con una pendiente continua. La

pendiente previene la acumulación de agua en partes fuera de lazos de sellado. Los

drenajes internos no deben ser conectados al aire libre.



Los drenajes externos son dirigidos a un tanque atmosférico por medio de una válvula

de globo de operación neumática con actuador de acción simple (resorte a abrir),

solenoide y dos interruptores de posición. Normalmente se instala un orificio corriente

aguas abajo de la válvula neumática de drenaje.

Dependiendo de las demandas del sistema, las trampas de vapor pueden ser trampas

termoestáticas o del tipo bola flotante. La válvula de bypass, si está instalada, puede ser

usada para limpieza con soplado o aumentar la velocidad de calentamiento del tubo en

caso de arranque en frío.

El grupo de funcionamiento es FG "Drain System" (Sistema de Drenaje). El grupo

controla las válvulas de drenaje neumáticas.

Las válvulas pueden, independientemente del grupo de funcionamiento, puesta en modo

"MAN" y de ese modo ser manipuladas por el operador.

Las trampas termoéstaticas y de bola flotante son autoreguladas.

Objetos que son independiente del FG:

La válvula de drenaje neumática desde el separador de agua en el sistema de vapor de

sellos es controlada por el FG Gland Steam (FG Vapor de Sellos). La válvula es

utilizada para calentamiento durante arranque del sistema de vapor de sellos.

Antes de arrancar el sistema, las válvulas arriba y abajo de las trampas de vapor en

todas las líneas de drenaje deben estar abiertas.

El grupo de funcionamiento debe estar activado cuando se inicia el precalentamiento.

Las válvulas de drenaje operadas neumáticamente (con la excepción de la válvula de

drenaje desde el separador del sistema de sellado) son mantenidas abiertas (por el grupo

de funcionamiento) durante el reposo y hasta la carga preajustada en aproximadamente

15 %. El límite es suficientemente grande para que la cubierta de la turbina adopte una

temperatura lo suficientemente por encima de la temperatura de saturación.

En una operación normal de la turbina, el condensado en cantidades moderadas es

drenado de las turbinas y sistemas de vapor por medio de las trampas de vapor en las

líneas de drenaje.



Las válvulas neumáticas (excepto la válvula de drenaje desde el separador de agua en el

sistema de vapor de sellado) estarán cerradas en aproximadamente 15% de carga.

No hay circuitos de control en el sistema de drenaje.

Las válvulas neumáticas de drenaje (excepto la válvula de drenaje desde el separador de

agua en el sistema de vapor de sellado) se abren cuando la carga de las turbinas es

inferior a aproximadamente un 15%. Estas válvulas quedarán abiertas durante el periodo

de parada si el grupo de función está en marcha.

Si la planta debe estar fuera de servicio durante un periodo prolongado, se desactiva el

grupo de funcionamiento. Las válvulas de drenaje van entonces a cerrarse.

Un disparo de las turbinas de vapor o del interruptor del generador no afectará al

sistema de drenaje.

La pérdida del suministro de aire causará que las válvulas operadas neumáticamente se

abran.

Una falla en el suministro de AC apagará la operación de la válvula motorizada en el

sistema de vapor de sellado.

El fallo de la trampa de vapor o la válvula de drenaje causará acumulación de agua, lo

cual pudiera dar riesgo de golpeteo de agua, con erosión o flujo de vapor imprevisto.

Las trampas de vapor han sido diseñadas para una caída de presión y el flujo de

condensado calculados.

El diámetro de la tubería de derrame desde el condensador del vapor de escape debe ser

suficiente para desalojar el flujo de un tubo roto del condensador.

No hay suministro de energía de emergencia en el sistema de drenaje.

La tubería debe ser instalada con una pendiente hacia el recipiente de drenaje.

Hacer chequeos diarios para ver que las trampas de vapor no tengan fugas.

El sistema está sólo disponible para inspección externa.



2.4.3.3.8 MAM Sistema del Vapor de Escape

La función del sistema de vapor de escape es prevenir fugas de vapor a la atmósfera de

los collarines del eje de la turbina.

Durante la operación correrá vapor hacia afuera a lo largo de los ejes de las turbinas,

excepto en el escape de la turbina, donde la tendencia normal durante la operación es

fuga de aire hacia dentro de la turbina. La fuga en ambas direcciones está restringida por

los sellos de laberinto. Hay también un pequeño flujo de aire de la atmósfera hacia los

sellos del eje.

El vapor de escape y el aire de ingreso son colectados en la parte exterior por cada sello

de laberinto en una cámara de escape. La mezcla vapor/aire es entonces retirada de esas

cámaras hacia el condensador de vapor de escape por un ventilador de escape, el cual

también mantiene una ligera presión negativa en el sistema.

Hay dos ventiladores de escape montados en el condensador. Un ventilador está en

operación y el otro en stand-by automática. Una válvula de no retorno después de cada

ventilador impide flujo regresivo en el ventilador que está en stand-by. La caja del

ventilador es drenada hacia el condensador.

La presión negativa puede ser ajustada por medio de una válvula estranguladora en

dirección flujo arriba de cada ventilador. Para prevenir sobrecalentamiento del

ventilador por muy poco flujo de aire, una válvula de entrada de aire de enfriamiento es

colocada después de la válvula estranguladora.

El condensador de vapor de escape es un intercambiador de calor con tubos.

El vapor de escape se condensa en el condensador de vapor de escape, y el aire es

expulsado a la atmósfera a través de los ventiladores.

El condensado del condensador de vapor de escape es guiado al sistema de drenaje. La

capacidad de drenaje en el condensador de vapor de escape es capaz de manejar el flujo

de agua por una falla completa de un tubo en la tubería.



El grupo de funcionamiento está definido en el sistema, y se denomina FG Leak-off

system (Sistema de Escape).

El grupo de funcionamiento controla a los ventiladores.

El operador selecciona uno de los ventiladores en AUTO. El otro ventilador debe estar

en modo espera.

El operador puede cambiar el ventilador de servicio durante la operación por medio de

ordenar el ventilador en espera en modo AUTO. Este ventilador entonces se pondrá en

servicio. El otro ventilador automáticamente se apagará y se lo pone en espera.

Los ventiladores pueden, independiente del grupo de función, ser puestos en modo

“MAN” y entonces ser maniobrados por el operador.

El FG puede solamente ser parado si el FG Gland steam (Vapor de sellos) es

desactivado.

Todos los otros componentes del sistema de escape son operados manualmente.

Antes de arrancar, debe haber un flujo de condensado de enfriamiento a través del

condensador de vapor de sellos.

Los equipos controlados se ponen en servicio.

El sistema se hace cargo del vapor de escape de los sellos. El vapor de escape es llevado

al condensador de vapor de sellos. Aire y otros gases no condensables son extraídos del

condensador de vapor de sellos por el ventilador.

No hay lazos de control en el sistema.

Hasta que el vacío en el condensador principal haya sido interrumpido y el sistema de

vapor de sellos sea apagado, el sistema de vapor de escape no debe ser puesto fuera de

servicio.

El ventilador es apagado cuando una orden de paro se envía al grupo de

funcionamiento.

Un disparo de las turbinas y del interruptor del generador no afecta al sistema.



La pérdida de la energía eléctrica detiene el motor del ventilador en operación y el vacío

en los sellos de los ejes de las turbinas no podrá mantenerse. El vapor se escapará a la

atmósfera.

Los siguientes parámetros tienen efecto en el sistema de escape y tienen que ser

supervisados:

• Sobrecarga en el motor del ventilador, detiene al ventilador y pone en servicio el

ventilador de reserva.

• Fallo en ambos ventiladores resultará en fuga de vapor a través de los sellos del

rotor de la turbina.

Pérdida de condensado por enfriamiento del condensador de vapor de sellos puede

prevenir que el vapor de sellos pase a ser totalmente condensado.

Los sellos de los ejes de las turbinas dañados incrementarán el flujo al condensador de

vapor de sellos.

Los datos de diseño se escogen con márgenes acordes al flujo de vapor de escape

nominal.

Los datos de diseño para el lado del tubo del condensador de vapor de sellos, están

basados en datos del sistema del enfriador.

No hay suministro de energía de emergencia al sistema de vapor de escape.

El condensador de vapor de sellos se encuentra adyacente a las turbinas.

Las tuberías están hechas de baja aleación y acero al carbono.

Se debe chequear el estado de los collarines de los ejes de las turbinas midiendo el flujo

de drenaje del condensador de vapor de sellos cada seis meses. El flujo de drenaje es

medido con cierre de la válvula en la línea de drenaje principal.

El sistema completo está disponible para inspección visual.

El ventilador en espera puede ser mantenido durante operación de la turbina. (La

válvula de entrada de aire antes del ventilador tiene que ser cerrada.)



2.4.3.3.9 MAN Sistema del Bypass

El propósito de las válvulas de bypass de las turbinas es el de reducir la presión y

temperatura del vapor del generador de vapor y dirigirlo al condensador durante el

arranque y en caso de disparo de la turbina.

El sistema tiene dos bypasses. El de alta presión conecta la línea de vapor de alta

presión con la línea fría de vapor de recalentamiento. El bypass de baja presión conecta

la línea caliente de vapor de recalentamiento con el condensador principal.

Las válvulas de bypass consisten en una válvula de control, la cual reduce la presión del

vapor. Ambos bypasses tienen enfriamiento por medio de rocío de agua, que viene del

sistema de agua de alimentación o el sistema de condensado.

Las válvulas de control del flujo de agua consisten en una válvula de control, que

controla el flujo de condensado a la boquilla de sobrecalentamiento en la válvula

bypass.

Los actuadores son maniobrados neumáticamente con función de cerrado en caso de

fallo.

Se puede abrir las válvulas de bypass cuando:

Disparo de bypass es reseteado (por ejemplo virador en operación, presión del

condensador aceptable).

Condiciones del vapor según los requerimientos del suministrador de las válvulas.

Las válvulas de bypass están cerradas y listas para entrar en servicio en caso de

perturbaciones de la turbina.

La presión del vapor de entrada es controlada por la válvula de bypass.

El flujo del agua de rocío es controlado por la válvula de agua de rocío para mantener

condiciones del vapor aceptables corriente debajo de la válvula bypass.

El vapor está condicionado según las demandas del condensador.

Las válvulas bypass están cerradas.



El sistema bypass estará en operación controlando la presión del vapor por medio de

descargar el vapor al condensador.

En caso de fallo eléctrico las válvulas cerrarán.

Con fallo del aire de instrumentos se cierran las válvulas neumáticas.

Fallo en el control de presión que dará alta presión en el condensador disparará el

sistema de bypass.

Fallo en el control de temperatura que dará alta temperatura disparará el sistema de

bypass.

Fallo en el control de nivel que dará alto nivel en el condensador disparará el sistema de

bypass.

Las válvulas de bypass al condensador se cerrarán si hay:

• alta presión en el condensador

• alta temperatura en el condensador

• alto nivel de agua en el condensador

• baja presión del agua de rocío

• alta temperatura en la salida de la turbina

El sistema de vapor de bypass está diseñado para las condiciones de carga máximas de

bypass.

No hay suministro de energía de emergencia al sistema de vapor de bypass.

Las válvulas de bypass están instaladas cerca del condensador.

No se hace ninguna prueba de funcionamiento durante la operación normal.

El sistema completo está disponible para inspección visual.



2.4.3.3.10 MAV Sistema del Aceite Lubricante

El propósito del sistema de aceite de lubricación es:

• Suministrar a los cojinetes de la turbina y el generador suficiente flujo de aceite a

una correcta presión y temperatura, para lubricación y enfriamiento.

• Mantener una cierta subpresión en las cajas de los cojinetes para prevenir fuga de

aceite o de nube de aceite del sistema.

• Proveer a los cojinetes radiales con aceite.

• Proveer el reductor con suficiente flujo de aceite.

El medio de lubricación es un aceite de base mineral.

El sistema comprende una unidad proveedora y una tubería de aceite. La tubería conecta

la unidad de suministro a los consumidores individuales.

El flujo principal de aceite es entregado por una de dos bombas centrífugas AC,

idénticas de 100 % (una en espera). La temperatura del aceite es controlada por la

válvula de control de temperatura, la cual mezcla aceite enfriado y no enfriado a una

correcta temperatura. La presión del aceite en los cojinetes es pre-fijada por una válvula

de ajuste de presión en el cabezal principal. Finalmente el aceite es filtrado por un filtro

de aceite dúplex (cada uno 100%, uno en espera).

Dos ventiladores (uno en espera) mantienen una presión ligeramente negativa en el

tanque del lubricante preveniendo fugas en los sellos de las cajas de cojinetes. Antes de

los ventiladores hay un filtro eliminador de vaho, que elimina gotitas en el aire que son

llevadas al tanque.

Al arranque y mientras la turbina está girando por medio del virador, se suministra

aceite para prevenir contacto metal con metal en los cojinetes.

Si la bomba principal se detiene, la bomba en espera arranca automáticamente. En caso

de falla en el suministro de AC, la turbina dispara y la bomba de emergencia de

propulsión DC suministra aceite durante el periodo de la desaceleración.



Los componentes principales del sistema de lubricación, así como las partes principales

de instrumentación, están instalados dentro o cerca de un “skid” (marco).

El aceite es almacenado en el tanque de aceite de lubricación. El tanque está diseñado

para separar de manera efectiva cualquier residuo y el aire en el aceite de retorno. La

capacidad corresponde a la necesidad del tiempo de retención para liberar burbujas de

aire del aceite de lubricación. El aire se elimina cuando el aceite fluye sobre el plato

inclinado (tabla de ski) antes de que llegue a las bombas.

El sistema de aceite fuera del tanque tiene un sustancial contenido de aceite durante la

operación. Consecuentemente, el nivel del tanque es menor durante la operación que

durante condiciones de puesta fuera de servicio.

La unidad de ventilador de aceite de nube está montada en el tanque de aceite. La

unidad comprende dos ventiladores manejados por motores AC y un filtro eliminador

de vaho. Una válvula de cierre está instalada en la línea de succión antes de cada

ventilador, para que pueda estar aislada para revisión.

El ventilador en servicio mantiene una presión ligeramente negativa en el tanque. Las

tuberías de retorno al tanque tienen un diámetro grande, para ser solamente llenadas a

cierta parte con aceite. Consecuentemente, las cajas de los cojinetes tienen una presión

negativa cercana a la del tanque, esto previene fuga de aceite a través de los sellos de las

cajas de los cojinetes. Una mezcla de aire y aceite es absorbida de los cojinetes. La nube

de aceite es separada del aire por medio de un filtro separador de vaho, y el aceite es

conducido de vuelta al tanque.

El aceite de lubricación está calentado a una temperatura mínima por un calentador en el

tanque. El calentador es accesible desde afuera y se puede cambiar durante la operación.

Se mantiene baja la densidad térmica del aceite que está en contacto con el calentador

para incrementar el tiempo de vida del aceite mineral.

Las dos bombas de aceite principales son bombas centrífugas manejadas por motores

AC. Cada bomba tiene 100% de capacidad y normalmente, una bomba está en

operación mientras la otra está en espera.

Válvulas de cierre son instaladas antes y después de las bombas para así aislarlas

durante mantenimiento. Hay válvulas de no retorno después de cada bomba para

prevenir flujo inverso a través de la bomba cuando ésta no está en operación.



La tubería después de cada bomba está ventilada hacia el tanque a través de un orificio.

La bomba de aceite de emergencia es una bomba centrífuga con un motor CD. Es

inmediatamente y automáticamente arrancada bajo las siguientes condiciones (las

mismas condiciones también disparan la turbina, la cual va a desacelerar):

• Una falla en el suministro de energía a las dos bombas AC

• Una presión inferior a 0.8 bar(g) (en el compartimento de los cojinetes)

La bomba también se pone en servicio si la presión de suministro a las dos bombas CA

ha fallado.

La bomba de propulsión de CD entrega la presión de mínimo 0.5 bar(g) antes de los

cojinetes que es suficiente para todo el periodo de desaceleración.

Hay válvulas de cierre instaladas antes y después de la bomba para aislar la bomba

durante servicio. Hay también una válvula de no retorno después de la bomba para

prevenir flujo de retorno a través de la bomba cuando ésta no está en operación.

La tubería después de la bomba está venteada hacia el tanque a través de un orificio.

La bomba de aceite de neblina es una bomba de engrane, manejada por un motor CA.

La bomba saca aceite del tubo principal y suministra una corriente pequeña de alta

presión a los cojinetes del generador y módulo BP. Está normalmente en servicio sólo

durante la puesta en servicio y cuando la turbina está girando por medio del virador.

El aceite proveniente de las bombas principales pasa a través de uno de los dos 100%

enfriadores de aceite (intercambiadores de calor enfriados por agua), los cuales están

conectados en paralelo del lado del agua y del aceite. Para prevenir bolsas de aire, el

lado de aceite de los enfriadores está provisto con válvulas liberadoras de aire

automáticas.

La temperatura del aceite está controlada por la válvula de control de temperatura,

localizada después de los enfriadores. La válvula mezcla aceite enfriado con aceite no

enfriado para tener una temperatura constante en el aceite de salida.

Normalmente, el agua de refrigeración es suministrada a sólo uno de los enfriadores,

mientras el otro está en espera. El cambio se hace manualmente.



El cambio puede ser hecho durante la operación, ya que los enfriadores están provistos

con válvulas de cambio. Hay también una válvula, usada para llenar el enfriador en

espera con aceite, antes del cambio.

El filtro de aceite principal comprende dos elementos 100% de filtrado. El aceite pasa a

través de uno de los filtros a la vez. Un cambio en la diferencia de presión genera una

alarma cuando el filtro está tapado.

El cartucho del filtro es desechable. Después de hacer el cambio para cambiar el filtro,

éste puede ser cambiado durante la operación. En la parte inferior de la cubierta de cada

filtro hay una válvula de drenaje para drenar aceite de la cubierta hacia el tanque antes

de reemplazar el cartucho del filtro.

Una válvula es usada para llenar la cubierta del filtro después del reemplazo del filtro.

En la parte superior de cada una de las cubiertas de los filtros hay ventilación de aire.

El aceite en el tanque principal de aceite es continuamente limpiado en el circuito fuera

de línea por un purificador de aceite. Este está compuesto por una bomba y un filtro de

separación de agua. El filtro de aceite fuera de línea es una unidad de control local.

La conexión del purificador de aceite al tanque principal de aceite se realiza por medio

de tuberías de sección adecuada a los caudales utilizados. El aceite es circulado desde

un punto bajo en el tanque hacia el purificador y de vuelta al tanque.

Desde la bomba, el aceite pasa a través de un cartucho de fibra celulosa de madera,

donde todas las impurezas menores a 2 micrones son recogidas. Desde el centro del

cartucho, fluyen aceite limpio y agua hacia abajo, a la sección inferior del purificador.

Ahí se da lugar una separación primaria en el elemento principal de separación y toda el

agua se arraiga en la parte inferior. El agua es almacenada hasta que alcanza el valor

preestablecido. Para éste punto un sistema de control a base de un flotador magnético

descargará el exceso de agua. Aceite limpio y libre de agua deja el filtro por la parte

superior de la base del mismo.

Una alarma común "falla de purificación" se dará si la presión entre la bomba y el filtro

es alta, indicando que el cartucho del filtro necesita ser reemplazado, o si el nivel de

control en la sección del separador de agua falla.

El grupo de funcionamiento definido en el sistema aceite de lubricación es FG "Lube oil

system” (Sistema de aceite de lubricación). Este grupo controla las bombas principales



de aceite de lubricación, el filtro de nube de aceite y una prueba de arranque de la

bomba CD de emergencia.

Una de las bombas principales debe ser seleccionada (por el operador) para el modo de

AUTO. El otro equipo debe estar en modo de espera y la bomba de emergencia CD

debe estar en modo AUTO.

El grupo de funcionamiento indica ON si se cumplen las siguientes condiciones:

• Una de las bombas CA está en operación

• La unidad de filtro de nube de aceite está en operación

El operador puede cambiar la bomba y el ventilador en servicio con poner el equipo en

espera a modo AUTO. Este objeto va entonces a arrancarse; el otro debe estar detenido

manualmente y después puesto en el modo de espera.

Otros objetos de redundancia tendrán la misma secuencia pero el primer equipo es

apagado automáticamente y cambiado a modo stand-by.

Como el sistema de aceite de lubricación es vital para la operación de la turbina, se han

tomado medidas necesarias para asegurar una lubricación suficiente durante todas las

condiciones de operación, por medio de la bomba de emergencia CD, la cual está

controlada por el nodo de protección de la turbina. El operador debe detener la bomba

manualmente.

El calentador eléctrico no está incluido en FG “Lube oil system” (Sistema de aceite de

lubricación). El calentador está encendido y apagado por la medición de la temperatura

en el tanque de aceite de lubricación cuando está en modo AUTO.

Equipos que no dependen del grupo de funcionamiento:

Las bombas de aceite de neblina son controladas por el FG “Turning gear” (Virador).

El calentador eléctrico en el tanque de aceite mantiene una temperatura mínima del

aceite antes de poner la turbina en operación.

El operador da orden de arranque al FG “Aceite de lubricación”. Primero enciende la

unidad del filtro de nube de aceite y, poco tiempo después, una prueba automática de las



bombas CA y CD de lubricación se inicia. Después, la bomba principal de lubricación

se arranca (si la prueba fue aprobada). Si la cualquiera de las bombas no trabaja

correctamente, actuará una alarma.

La bomba principal de aceite seleccionada, aspira el aceite del tanque y lo bombea a

través del enfriador de aceite, el filtro y los cojinetes. El filtro de nube de aceite

mantiene una ligera sub-presión en el tanque de aceite y en las cajas de los cojinetes.

Durante la operación continua la bomba de emergencia de aceite CD está lista para

arranque en casos de emergencia.

La temperatura del aceite está controlada por la válvula de control. Un controlador PI

mantiene la temperatura después de los filtros en un valor constante.

La bomba de aceite principal seleccionada suministra aceite a los cojinetes durante la

desaceleración de la turbina, así como durante el periodo de enfriamiento después de

que la turbina se detuvo. Para proteger a los cojinetes, debe de ser suministrado aceite

de lubricación hasta que la temperatura de la cubierta de la turbina está por debajo de

120ºC. Después del periodo de enfriamiento, cuando el virador ha sido detenido, el

operador da la orden de paro al FG “Aceite de lubricación”. Primeramente la bomba de

aceite principal es puesta fuera de servicio y poco después, el filtro de nube de aceite se

detiene.

Se puede poner el sistema de lubricación fuera de servicio después del periodo de

enfriamiento cuando el virador es detenido. La puesta fuera de servicio no puede

realizarse si el virador de la turbina está en operación (velocidad >4 rpm). Las bombas

principales de aceite de lubricación están enclavadas una con otra, para prevenir que

ambas sean puestas fuera de servicio durante la operación.

En caso de falla en el suministro de AC, la bomba de emergencia DC suministra

suficiente aceite a los cojinetes durante la desaceleración de la turbina.

En este caso, aceite de enfriamiento debe ser provisto a los cojinetes durante el periodo

de enfriamiento después de la detención de la turbina, desde una de las bombas

principales operando por un sistema de respaldo de suministro de energía CA.

Los calentadores están en operación si se ha seleccionado modo AUTO para mantener

la temperatura del aceite caliente en el tanque.



Un disparo en la turbina de vapor y el interruptor del generador no afecta en el sistema.

En caso de falla en el suministro de CA, hay caída en la presión del aceite de

lubricación y la bomba de aceite de emergencia DC arranca automáticamente. Se inicia

un disparo de la turbina.

Debe ser proveído aceite de enfriamiento a los cojinetes durante el periodo de enfriamiento después de paro de la turbina, por la bomba de aceite principal operando

por una red de CA de back-up.

Un fallo en la bomba de aceite en operación arrancará automáticamente la bomba de

aceite en espera. El sistema puede operar con solo una de las bombas principales de

aceite. Si ambas bombas principales fallan, se inicia un disparo en las turbinas y la

bomba de emergencia CD se enciende.

Fugas en el sistema ocasionarán pérdida de aceite y posiblemente un nivel bajo en el

tanque, el cual generará una alarma. La fuga de aceite en el sistema puede dar peligro de

incendio.

Un fallo en la válvula del control de temperatura ocasionará una temperatura del aceite

muy alta y la turbina será disparada.

Cualquiera de los siguientes fallos en el sistema de lubricación genera un disparo de la

turbina por el sistema de protección:

• Alta temperatura del aceite

• Baja presión de aceite corriente abajo de los filtros

• Fallo eléctrico en el suministro de las bombas CA.

La pérdida o muy baja capacidad de enfriamiento resultará en una inaceptable alta

temperatura en el aceite de lubricación. La turbina será disparada.

Fugas en el sistema de aceite de lubricación causarán pérdida de presión en el aceite o

una alarma por bajo nivel en el tanque principal.

Calidad del aceite: Aceite mineral ISO VG 32 de acuerdo con la especificación de

material MAT812106.



La bomba CD de emergencia es manejada por una batería de emergencia. La batería es

recargada por el suministro de energía CA. En caso de fallo en el suministro de energía

CA, la bomba CD arranca automáticamente.

Los componentes principales del sistema están ensamblados en una unidad, la cual está

ubicada cerca de la contención de las turbinas y el generador.

El tanque de aceite de lubricación esta hecho de acero inoxidable.

Durante operación normal:

• Debe de hacerse una prueba de arranque una vez a la semana a la bomba de

emergencia CD.

• Una vez al mes, se debe tomar una muestra de aceite. La pureza de una muestra de

aceite, sacada desde la parte inferior del tanque, debe ser controlada. El aceite debe

estar libre de agua y contaminantes.

Durante operación normal o en reposo:

• Cada medio año, una muestra del aceite de lubricación debe ser examinada en el

laboratorio, de preferencia con la colaboración del proveedor.

Los siguientes componentes son accesibles durante la operación:

• Objetos redundantes y el contacto del motor en modo espera.

• El filtro de aceite principal puede ser remplazado.

• Termómetros y medidores.

• Los calentadores eléctricos pueden ser desmontados.

• El enfriador de aceite de reserva puede ser limpiado.



2.4.3.3.11 MAW Sistema de Vapor de Sellos

El propósito del sistema de vapor de sellos es:

• Suministrar vapor de sellado a una correcta presión y temperatura a los sellos del

eje de la turbina, para prevenir entrada de aire.

• Proveer agua de rocío a la turbina BP para enfriamiento del vapor de salida.

El sistema de vapor de sellos está diseñado para mantener una presión, ligeramente

mayor que la atmosférica, en las cámaras de sellado de los sellos del eje.

Esto previene la entrada de aire, destruyendo el vacío del condensador. Durante el

arranque y a poca carga, el vapor es tomado del sistema de vapor vivo y estrangulado a

una presión ligeramente por encima de la atmosférica.

Durante el arranque en frío, el vapor de sellos se toma desde una caldera auxiliar.

• Se utilizan las válvulas auxiliares para el vapor auxiliar

• Se utiliza la válvula principal para el vapor vivo

Las válvulas de reducción de la presión son controladas por dos controladores de

presión.

El vapor de sellos a los sellos del eje que exigen una temperatura más inferior es

enfriado por agua condensada, inyectada a través un reductor de calor. El flujo de agua

de refrigeración es regulado por una válvula de regulación neumática, controlada por un

regulador de temperatura.

Durante la operación el sistema es autónomo. Un flujo de vapor restringido de los sellos

del módulo AP y del extremo de alta presión del módulo BP alimenta al eje en el lado

de baja presión del módulo BP. Cualquier exceso de vapor de sellado es liberado por un

tubo de sobre flujo que va a la turbina. La presión es controlada por una válvula de

control de sobre flujo.

Una conexión entre el sello del lado de alta presión del módulo AP y el módulo BP se

utiliza para equilibrar la presión en el sello.



El calentamiento del sistema de vapor de sellos antes de un arranque se hace con la

apertura de la válvula de drenaje en la línea de drenaje del separador de agua.

Durante el arranque y operación con baja carga, el agua es inyectada en la salida de la

turbina. Se inyecta agua por medio de boquillas de agua localizados después de la

última etapa de la turbina.

Las líneas de agua están provistas de calentamiento.

El sistema de vapor de sellado es controlado por el FG “Gland steam” (Vapor de

sellado). El grupo de funcionamiento incluye las siguientes válvulas y controladores:

• Un controlador de temperatura maneja la válvula de rocío de agua.

• Un controlador de presión maneja la válvula de reducción de presión del vapor vivo

y la válvula de reducción del vapor auxiliar.

• Un controlador de presión maneja la válvula de sobre flujo.

Los FG indican ON (encendido) cuando las siguientes condiciones son cumplidas:

• El FG es puesto en “ON”.

• La presión está por encima del límite de alarma baja.

• La temperatura está dentro de límites alto y bajo.

No se puede poner las válvulas de control en modo MAN, y por eso no son manejables

por el operador.

• El separador de agua es un sistema puramente mecánico.

Equipos que no dependen del FG:

• La válvula de agua de rocío para enfriamiento de la salida de la turbina abre y cierre

dependiendo de la carga de la turbina.

Antes de arrancar el sistema, se deben cumplir las demandas del vapor que suministra el

sistema de vapor de sellos según “Condiciones para Operación de la Turbina”, eso es:

• El vapor debe estar sobrecalentado hasta cierto límite

• La temperatura del vapor no debe estar baja en comparación con la temperatura de

la carcasa de la turbina



• La presión del vapor por arriba de cierto límite

Además:

• El virador debe estar en operación

• El sistema de vapor de fugas debe estar en operación.

El sistema debe ser arrancado antes de que la evacuación del condensador sea iniciada.

El sistema es normalmente encendido por el orden “ON” al grupo de funcionamiento

"Gland steam” (Vapor de sellos).

Las válvulas de control son liberadas y los controladores involucrados automáticamente

mantendrán la presión y temperatura correcta en el sistema de vapor de sellos. Se

mantiene abierta la válvula de drenaje del separador de agua para calentamiento hasta

que se obtienen presión y temperatura correcta.

La válvula del agua de rocío para inyección de agua en la salida de la turbina PI se abre

automáticamente cuando se inicia vacío en el condensador. El cierre de la válvula

depende del flujo de vapor, calculado desde la presión después de la válvula de control

y la presión en el condensador.

Durante una operación normal, el sistema es autónomo e independiente.

El vapor proveniente del sello del eje en la entrada de la turbina alimenta el sello del eje

en el lado del escape. A alta carga, la válvula de sobreflujo limita la presión en los

sellos. El vapor a los sellos del eje que requiere una temperatura más baja es enfriado

por vapor condensado inyectado a través del sobrecalentador.

La presión del vapor de sellos es medida por dos transmisores de presión. Las válvulas

de reducción de presión son controladas por el mismo regulador de presión. La válvula

de sobre flujo es controlada por otro regulador de presión.

La temperatura del vapor de sellos en el extremo de baja presión de la turbina es medida

por un transmisor de temperatura. La válvula de agua de enfriamiento es controlada por

un regulador de temperatura.

Cuando la calidad del vapor vivo no es satisfecha, el suministro de vapor cambia desde

vapor vivo a vapor auxiliar (si la condición de este vapor es satisfecha).



El sistema puede ser parado cuando la turbina de vapor se ha desacelerado y cuando la

válvula de rompevacío esta abierta.

Una orden de paro es dada por el grupo de funcionamiento "Gland steam" (Vapor de

sellos) y las válvulas de control se cerrarán.

El sistema está fuera de servicio.

Un disparo en la turbina o el interruptor del generador no afecta al sistema de vapor de

sellos.

La pérdida del suministro de energía no afecta al sistema de vapor de sellos.

La pérdida del suministro de aire cerrará la válvula reductora de presión y abrirá todas

las otras válvulas de regulación.

• Alta o baja presión del vapor de sellos dará alarma.

• Demasiada alta o baja temperatura del vapor de sellos dará alarma.

• Un mal funcionamiento de las válvulas reductoras o daño en los sellos del eje,

puede causar escape de aire dentro de la turbina o escape de vapor fuera de los

sellos del eje.

• Demasiada baja presión del vapor de sellos automáticamente rompe el vacío en el

condensador después de 10 minutos si la velocidad de la turbina está por debajo de

10 %.

• Baja presión corriente debajo de la válvula de cierre de agua de rocío dará alarma

cuando la válvula tiene orden de estar abierta.

• Un mal funcionamiento en el equipo de enfriamiento de vapor puede ocasionar

esfuerzos térmicos en el escape de la turbina.

Pérdida de agua de refrigeración (condensado) puede ocasionar esfuerzo térmico en el

escape de la turbina.

Pérdida de viraje (velocidad < 4 rpm) resultará en rompimiento de vacío (demora 60

segundos) y cerrado del vapor de sellado (demora 90 segundos).

Los datos de diseño son escogidos de acuerdo a la presión máxima del calentador y de

las turbinas de vapor.



Las válvulas, instrumentos y cajas de conexiones, son construidos como una unidad.

Las tuberías son hechas de acero de baja aleación y de acero al carbono.

No se pueden hacer pruebas durante la operación.

Todo el sistema está disponible para inspección exterior visual.

No se puede dar mantenimiento durante la operación.

2.4.3.3.12 MAX Sistema de Aceite Hidráulico

El propósito del sistema hidráulico es el de suministrar aceite a alta presión a los servo

motores y operar las válvulas de paro de emergencia y válvulas reguladoras.

Las válvulas de bypass AP y BP son gobernadas por aceite de control. Hay una unidad

hidráulica para cada una de las válvulas.

La disposición de las válvulas solenoides de disparo, la cual constituye la parte

mecánica del sistema de seguridad de la turbina, se incluye en el sistema hidráulico.

El medio hidráulico es aceite para turbinas de base mineral.

Los componentes del sistema son ensamblados como una unidad hidráulica. La unidad

consiste en un tanque de aceite, dos bombas hidráulicas, un filtro duplex, acumulador,

válvulas y un filtro fuera de línea con dos líneas de bombas y enfriadores aire/aceite

(cada una de 100 % de capacidad).

Toda la instrumentación está cableada hacia una caja de conexiones.

El aceite está almacenado en el tanque de aceite hidráulico.

El aceite presurizado es entregado al sistema completo por una de las dos bombas

hidráulicas idénticas de pistón, manejadas por motores CA. Cada bomba tiene 100% de

capacidad y normalmente una bomba está en operación mientras que la otra está en



reposo. El aceite a alta presión proveniente de la bomba es filtrado por un filtro de

aceite dúplex.

Los rápidos movimientos de la válvula requieren un gran flujo de aceite a los

servomotores. Para cubrir esta necesidad, el acumulador hidráulico temporalmente

incrementa la capacidad del flujo de aceite.

Una disposición de las válvulas de disparo está montada encima del tanque. Durante la

operación normal de la turbina, las válvulas de disparo conectan el aceite de alta presión

a los servomotores de las válvulas de emergencia y control. Cuando la turbina es

disparada, las válvulas de disparo drenan el aceite de alta presión al tanque, lo que

resultará en que las válvulas de vapor se cierran.

El tanque tiene un compartimiento principal y un compartimiento para el aceite de

retorno. El aceite de retorno es limpiado en el circuito del filtro fuera de línea, antes de

ser regresado al compartimiento de almacenaje principal.

Un filtro de respiración en el tanque previene demasiado alta o baja presión en el tanque

durante altos flujos de aceite.

Un calentador de inmersión es instalado para mantener el aceite en el tanque por encima

de la temperatura mínima de 5ºC para inicio del arranque de la turbina.

Las dos bombas hidráulicas principales son manejadas por motores CA. Cada bomba

tiene 100% de capacidad y, normalmente, una está operando mientras la otra permanece

en espera. Es posible funcionar con las dos bombas al mismo tiempo.

Las bombas son bombas de pistón axial de presión compensada, con desplazamiento

variable. Esto significa que la cantidad de flujo es automáticamente ajustado para cubrir

la demanda, lo cual previene calentamiento innecesario del aceite.

Hay válvulas que purgan el aire durante el arranque de la bomba.

Hay una válvula antiretorno después de cada bomba para prevenir el flujo de retorno a

través de la bomba cuando está en modo de espera.

Un filtro dúplex está conectado después de las bombas. El filtro comprende dos

elementos 100% de filtrado. Solo uno a la vez esta en operación.



Los cartuchos de los filtros son de alta presión sin bypass. Cuando el cartucho del filtro

en operación está tapado, la presión diferencial a través del filtro será demasiado alta.

La presión diferencial es medida y proporciona una alarma. Los cartuchos son

desechables y pueden ser reemplazados durante la operación.

Cuando los movimientos de las válvulas son rápidos durante cortos intervalos, se

produce un alto consumo de aceite. Para satisfacer esta demanda, el acumulador

hidráulico, ocasionalmente incrementa la capacidad de flujo de aceite en los servo

motores.

El acumulador del tipo de balón se regula por si solo. Con operación normal hay un

estado de equilibrio entre la presión dentro del balón y en el aceite fuera del mismo.

Con rápidos movimientos de los servomotores, la presión cae y el acumulador entrega

aceite hidráulico presurizado al sistema.

A través de una válvula de aguja en la parte superior del acumulador, este es pre-

cargado con gas nitrógeno a la presión requerida. Dos válvulas del lado del acumulador,

hacen posible probar la presión de precarga durante la operación.

Una válvula manual de alivio de presión debe ser abierta en la unidad cuando se para la

unidad, despresurizando el sistema por razones de seguridad.

Las bombas son manejadas por motores CA con mayor capacidad de bombeo que el

flujo de retorno de aceite normal del sistema. Las bombas son partes del circuito de

filtrado fuera de línea. Normalmente, una bomba está en operación y la otra en espera.

El compartimiento para el aceite de retorno y circuito fuera de línea eliminan la mayoría

de las impurezas del sistema. Después del procedimiento de limpiado, el aceite es

regresado al compartimiento principal de almacenamiento.

La unidad de filtro fuera de línea purifica el aceite de retorno así como el aceite

rellenado. Una válvula de sobreflujo protege el cartucho del filtro por daños.

Un interruptor de presión monitorea la presión del aceite antes del filtro. Cuando el

filtro esta tapado, el interruptor activa una alarma, indicando que el cartucho del filtro

debe ser reemplazado.

Hay dos líneas paralelas de enfriamiento del aceite hidráulico (una en operación y la

otra en espera). Cada línea contiene un enfriador que es enfriado por medio de



ventiladores en combinación con las bombas. Si la temperatura del aceite alcanzará

45ºC, parte del aceite pasa por el enfriador.

El propósito de las tres válvulas solenoides de disparo es despresurizar el circuito de

aceite en un disparo de la turbina. Esas válvulas están conectadas hidráulicamente en

configuración dos de tres. Esto hace posible la prueba de los solenoides durante la

operación, una a la vez.

En posición de reinicio, las válvulas cortan el circuito de aceite desde la línea de

drenado, la cual mantendrá presurizado el circuito de aceite. Si al menos dos de las tres

válvulas están disparadas, el circuito de aceite será drenado y las ESV y las CV serán

cerradas.

Los solenoides están normalmente energizadas y son disparadas cuando se corta la

energía. Cada solenoide está conectada a uno de los tres canales de supervisión de

velocidad (tres canales por turbina). La mayoría de los demás dispositivos de disparo

están conectados a la protección de la turbina y de ahí a las solenoides de disparo.

Una válvula de disparo manual está preparada como una posibilidad extra de disparo de

la turbina.

Las válvulas de bypass son controladas por dos unidades de control (una para cada una

de las válvulas). Las unidades son suministradas según diseño estándar (150 bar) con

acumulador. El suministro sólo incluye la unidad y señales manuales de

encendido/parada del DCS. La lógica está suministrada en una caja aparte.

El grupo de funcionamiento definido en el sistema hidráulico para la turbina es FG

“Hydraulic oil” (Aceite hidráulico). El FG controla las bombas hidráulicas de AC y las

bombas del filtro fuera de línea.

Una de las bombas principales se selecciona (por el operador) para estar en modo

AUTO. La otra bomba principal debe estar en modo espera. El operador puede cambiar

la bomba de servicio por poner la bomba de espera en modo AUTO. Entonces esta

bomba arranca. La otra bomba automáticamente se para y se pone en modo de espera.

Las unidades de las válvulas de bypass son arrancadas/paradas desde el DCS. La lógica

del sistema està ubicada en una unidad aparte.

Componentes que son independientes del FG:



• La presión del aceite puede ser disparada por medio de una válvula manual (si las

válvulas solenoide fallan).

• El acumulador es autorregulable.

• La válvula para flujo al enfriador de aceite está controlada termostáticamente. El

cambio entre bombas/enfriadores/filtros se hace manualmente.

• Las válvulas solenoides de disparo son controladas por el sistema de protección de

la turbina.

• El calentador eléctrico es encendido/apagado por medición de temperatura en el

tanque de aceite cuando el objeto está en modo AUTO.

El calentador en el tanque mantiene la temperatura del aceite en un valor mínimo antes

de poner la turbina en servicio.

El acumulador debe estar precargado con gas nitrógeno a una presión especificada.

El operador da orden de arranque al grupo de funcionamiento “Hydraulic Oil” (Aceite

Hidráulico). La bomba seleccionada del filtro (con ventilador del enfriador de aceite) y

la bomba de CA seleccionada inician automáticamente y la otra bomba está en espera.

Cuando el acumulador se llena con aceite, la presión de aceite se incrementa hasta la

presión normal de operación.

La bomba hidráulica de aceite seleccionada aspira aceite del tanque y lo bombea a

través del filtro dúplex y después a los servo motores. El acumulador eliminará caídas

de presión ocasionales.

Las ESVs y CVs son abiertas por presión de aceite y cerradas por la fuerza de un

resorte.

El aceite a alta presión alimenta a las válvulas solenoides de disparo. El aceite de alta

presión se conduce a los servo motores y las válvulas se mantienen abiertas. Las

válvulas solenoides son controladas por señales del sistema de protección de la turbina.

Si al menos dos de las tres válvulas solenoides son desenergizadas o la válvula de

disparo manual es abierta, el aceite será drenado. Las ESVs y las CVs serán entonces

cerradas rápidamente.



Una orden de paro es dada por el operador al FG "Hydraulic oil pumps”. Cuando el FG

es desactivado, las bombas hidráulicas se detendrán. Una válvula de alivio de presión

debe ser abierta (localmente) durante por lo menos 90 segundos para despresurizar al

sistema.

El calentador eléctrico mantiene el aceite templado durante las paradas. La temperatura

es controlada por un interruptor termostático local.

Si no se necesita calentamiento, se puede apagar el calentador manualmente.

En un disparo de la turbina de vapor, la presión en el circuito de aceite baja y las

válvulas de parada de emergencia y las válvulas de control se cerrarán.

Un disparo en el interruptor del generador, causará rechazo de carga. Un rechazo de

carga genera un pulso corto del controlador de la turbina y los servo motores y CVs son

rápidamente cerradas. Al final del pulso, la servo válvula de control abrirá nuevamente

de acuerdo a la demanda de vapor. De esta manera se previene un disparo por

sobrevelocidad.

No hay energía extra de reserva para el sistema en caso de que falle el suministro CA.

La presión de aceite en el sistema se decrementa y a cierta presión la turbina es

disparada. Las ESVs y CVs se cierran.

Las fugas en el sistema pueden ocasionar pérdida de aceite y eventualmente, un nivel

muy bajo en el tanque lo que activará una alarma.

Fallos en la bomba hidráulica de aceite, iniciaran arranque de la bomba en reposo.

Una válvula de disparo de aceite defectuosa, no disparará la turbina. La válvula

defectuosa no impedirá a las dos otras válvulas iniciar un disparo de la turbina.

Si la presión del aceite hidráulico cae por debajo de cierto nivel, se inicia un disparo en

la turbina a través del interruptor de presión.

Fallos en los sistemas de conexión no afectarán el sistema hidráulico.

Calidad del aceite: ISO VG32.

En caso de falla en el suministro de AC, no hay respaldo extra de energía para el

sistema.



El tanque y los componentes principales están ensamblados como una unidad. Tuberías

hidráulicas conectan la unidad de suministro a los servo motores.

Cada servo motor está montado directamente sobre su válvula de vapor respectiva.

La válvula manual de disparo está montada en la unidad hidráulica.

Para la tubería, se usa soldadura en lugar de acoplamientos donde sea posible para

minimizar el riesgo de fuga de aceite en partes calientes.

El tanque de aceite está hecho de acero al carbón.

Pruebas durante una operación normal

• Chequear que las válvulas de paro de emergencia se muevan por medio de una

prueba de carrera parcial, la prueba debe ser hecha una vez a la semana durante la

operación.

• Chequear la función de las válvulas hidráulicas de disparo una vez a la semana

durante la operación.

• Chequear la presión del nitrógeno en el acumulador hidráulico cada seis meses. El

chequeo puede ser realizado durante la operación.

• Toma de prueba y chequeo del aceite hidráulico cada seis meses.

Accesibilidad durante una operación normal

• Cualquier filtro puede ser reemplazado durante la operación.

• Está permitido apagar la bomba filtro durante pocas horas. El filtro fuera de línea

está entonces accesible.

• La bomba principal de aceite en modo reserva y el contactor del motor de ésta

bomba pueden ser intercambiados durante la operación. La bomba y el contactor

deben de ser eléctricamente desconectados antes de ser desmontados.



2.4.3.3.13 MK Sistema del Generador

El propósito del sistema del generador es convertir la energía mecánica de la turbina de

vapor en energía eléctrica.

Los datos eléctricos del generador se adaptan a los datos de tensión y frecuencia del

sistema de energía receptor.

El generador es una máquina sincrónica de dos polos, trifásica, accionada directamente

desde un extremo por el módulo BP y (vía el reductor) desde el otro extremo por el

módulo AP. La turbina está conectada directamente al generador.

El generador se suministra por Siemens Power Generation (Erfurt).

El núcleo está compuesto por laminaciones segmentales de hojas de acero al silicio;

cada hoja se cubre con barniz aislante antes de ensamblar el estator. En las ranuras

axiales en el núcleo del estator se insertan las dos capas de los devanados del estator. A

lo largo del núcleo también se encuentran conductos radiales a intervalos para el aire de

enfriamiento. Para el monitoreo y protección existen detectores de resistencia de

temperatura integrados en puntos seleccionados del devanado.

Los terminales de la línea del generador y del neutro se conducen hacia una cabina. La

cabina está montada en la parte superior del generador.

En el lado de la línea del generador se montan los equipos siguientes:

- Transformadores de corriente.

- Transformadores de tensión.

En la cabina del lado del neutro se incluyen los equipos siguientes:

- Transformadores de corriente.

- Equipos de puesta a tierra del neutro.

Para la conexión de los transformadores del instrumento, se proporcionan cajas de

conexiones del devanado secundario en las cabinas.



El rotor se fabrica de una forjadura integral; en la forja del rotor se maquinan ranuras

radiales para insertar el devanado del campo. La conexión del devanado del campo se

saca del centro del eje por conexiones radiales. El rotor está soportado por dos cojinetes;

los cojinetes reciben aceite de lubricación del sistema de aceite de lubricación común

con la turbina. Al generador también se le proporciona aceite de lubricación para reducir

el efecto de torsión del arranque y también el efecto de torsión de giro en el virado a

baja velocidad. Cualquier fuerza axial se absorbe por el cojinete de empuje en la

turbina.

Las pérdidas de calor que se producen en el interior del generador se disipan por aire.

El aire de enfriamiento circula en circuito cerrado en el generador por ventiladores de

flujo axial dispuestos en el rotor. El aire de enfriamiento se enfría por dos enfriadores

agua - aire; el agua de enfriamiento se suministra por el sistema de agua de enfriamiento

del cliente. Los interruptores de nivel debajo de los enfriadores detectarán cualquier

fuga de agua de los enfriadores.

En el reposo un calentador de aire eléctrico protege al generador contra la humedad

demasiado alta durante el reposo.

La energía de excitación se deriva de un PMG (generador de imán permanente). La

energía de CA se rectifica en el AVR (Regulador automático de tensión) y adapta el

poder de excitación a los requerimientos de operación. Después alimenta el rotor del

generador mediante un campo magnético a un generador de corriente de excitación en el

extremo del rotor. La corriente se rectifica por un rectificador giratorio de seis polos y

se envía al devanado del rotor.

El generador está provisto de un número de instrumentos para la supervisión y

protección del generador. Todos los instrumentos están conectados a cajas de

conexiones en el bastidor del generador.

La temperatura se mide en los puntos siguientes por detectores de temperatura del

tipo PT100:

- Estator

- Aire de enfriamiento tibio

- Aire de enfriamiento frío



- Metal del cojinete

Las vibraciones del eje se monitorean por tres sondas sísmicas en cada cojinete que

emitirán una alarma y dispararán la turbina a vibraciones muy altas (selección 2oo3).

Las fugas en el agua de enfriamiento se monitorean por detectores de fugas conectados

a una bandeja de goteo debajo de los enfriadores.

El grupo de función que se define en el sistema es el FG "Sistema del generador".

El grupo de función controla los calentadores de reposo.

El FG "Sistema del generador" tiene dos estados; activado ("ON") (encendido) o

desactivado ("OFF") (apagado). El FG se coloca en "ON" cuando se ordena al FG que

se encienda (manualmente por el operador) y los calentadores están en el modo AUTO.

Cuando el disyuntor del generador se abre, el grupo de función inicia el arranque del

calentador de reposo.

Si el grupo de función está activado, el operador todavía puede conectar o apagar el

calentador de reposo si el objeto está en el modo MAN.

Al arrancar después de una parada prolongada, se debe comprobar la resistencia del

aislamiento de los devanados del generador antes del arranque del generador.

En el arranque la turbina acelerará la velocidad del generador; a aproximadamente el 95

% de la velocidad completa el disyuntor de campo se cierra y la tensión del generador se

eleva a la tensión nominal.

A velocidad completa, el generador se sincronizará con el servicio por orden del

operador. Los equipos de sincronización ajustarán la velocidad de la turbina, la tensión

del generador y el ángulo de fase para coincidir con la red y entonces cerrarán el

disyuntor del generador. La sincronización se puede hacer en el modo AUTO (normal)

o en el modo MANUAL (en casos excepcionales).

Cuando se cierra el disyuntor del generador, el grupo de función inicia automáticamente

la parada del calentador.

Durante la operación normal, la salida de potencia activa (en MW) del generador

depende del flujo de vapor a través de la turbina de vapor. La salida de potencia reactiva

(en MVAr) del generador se regula por la corriente de campo del rotor.



Aparte del AVR, no hay circuitos de control en el sistema del generador.

En una parada planificada, la salida de la turbina se reduce a cero. El rele de potencia

invertida detectará la situación y disparará el disyuntor del generador (GCB).

Después que se abre el disyuntor del generador la turbina se puede apagar y reducir la

velocidad a la velocidad de virado.

El disyuntor de campo se abre automáticamente cuando se abre el disyuntor del

generador (GCB).

Cuando se abre el disyuntor del generador, el grupo de función inicia el arranque del

calentador de reposo.

Durante el reposo, el calentador eléctrico protege al generador contra el exceso de

humedad en el aire.

Durante el reposo el agua de enfriamiento se debe desconectar.

En el disparo de la turbina de vapor la potencia de la turbina de vapor se reducirá a cero,

el rele de potencia invertida detectará la situación y disparará el disyuntor del generador

en potencia invertida. La turbina entonces reducirá la velocidad a la velocidad de

virado.

La apertura del disyuntor del generador se detectará por los contactos auxiliares en el

disyuntor y se efectuará un cierre rápido de las válvulas de control de la turbina para

evitar la sobrevelocidad. El detector de rechazo de carga en el controlador de la turbina

también detectará la apertura del disyuntor, pero normalmente los contactos auxiliares

manejarán la situación. El controlador de la turbina mantendrá entonces al generador a

velocidad sincrónica. El regulador de tensión controlará la tensión del generador al

valor nominal. Después se debe decidir si la unidad se debe detener o se debe

sincronizar y volverse a cargar.

• Las vibraciones se monitorean por tres monitores del tipo sísmico en cada cojinete

(elección 2oo3). Altos niveles de vibración iniciarán alarma y con muy altos niveles

de vibración se iniciará disparo.

• Se monitorean las temperaturas del aire de enfriamiento hacia y desde los

devanados. Las temperaturas de aire demasiado altas iniciarán una alarma.



• Cada uno de los tres devanados del estator se monitorea con detectores de

temperatura integrados. La alarma se produce a alta temperatura del devanado.

La temperatura muy alta del devanado dispara el disyuntor del generador.

Hay tres detectores para cada devanado, que actúan en un sistema de votación

2oo3.

• Las temperaturas del metal de los cojinetes se supervisan. Una temperatura alta

inicia una alarma. A temperaturas muy altas el disparo se debe iniciar por el

operador.

• El generador está protegido contra fallas eléctricas por la protección del generador.

La protección del generador protege al generador contra fallas eléctricas externas al

disparar el disyuntor del generador y, si fuera necesario, también la turbina.

La pérdida de capacidad de enfriamiento desembocará en una inaceptable alta

temperatura del generador en el devanado del estator, lo que disparará el disyuntor del

generador.

El fallo en el sistema de aceite lubricante que podría ocasionar una alta temperatura y/o

presión incorrecta del aceite lubricante al generador. Estos parámetros se monitorean en

el sistema de aceite lubricante y la turbina se dispara a una presión demasiado baja o a

una temperatura demasiado alta, respectivamente.

No hay suministro eléctrico de emergencia en el sistema del generador.

El generador está fijado con pernos a la misma base de concreto que la turbina de vapor.

Se efectúa la conexión a sistemas auxiliares, tales como el agua de enfriamiento y el

aceite de lubricación. El generador entonces se incluye en la alineación del conjunto

completo turbina de vapor/generador.

Una conexión de puesta a tierra está disponible en cada fase del lado de la línea del

generador, para puesta a tierra durante inspección del generador.

Se deben comprobar la condición de fugas en el filtro de aire.

Las cajas de terminales y los MCB (interruptor de circuito micro) de protección se

pueden acceder durante la operación normal.



2.4.3.3.14 PAH Sistema de Limpiar Tubos

El propósito del sistema de limpiar los tubos del condensador es el de limpiar los tubos

del condensador para mantener un enfriamiento eficiente del proceso.

Se mantienen los tubos del condensador libre de depósitos en el lado de agua de

circulación por bolas blandas, que pasan por los tubos en un circuito cerrado.

Después del paso por el condensador, las bolas se colectan en un colador y están

transmitidas a un colector por medio de una bomba de circulación. Después del colector

se hacen regresar las bolas a la entrada del agua de circulación.

Se puede operar el sistema discontinuamente y solo cuando hay agua de circulación en

el condensador.

El sistema de limpiar los tubos del condensador tiene un grupo de función, “FG

Condenser Tube Cleaning” (Limpieza de los tubos del condensador). Automáticamente

controla la circulación de bolas a través de los tubos del condensador. Sólo es posible

operar el sistema cuando hay circulación de agua en el condensador.

Cuando el sistema está puesto en servicio, se cierra el colador de bolas, la bomba de

circulación arranca y el colector de bolas se abre. Entonces la bomba circulará las bolas

en el interior del condensador.

Si aparece alta caída de presión a través del colador se iniciará una secuencia automática

de retrolavado.

Cuando se pone el sistema fuera de servicio el colector de bolas cierra, la bomba se

apaga (después de 10 minutos) y el colador se abre.

El disparo de las turbinas de vapor o del interruptor del generador no afecta al sistema.

La pérdida del suministro de energía apagará el sistema de limpieza de tubos

Si hay muy alta caída de presión a través el colador de bolas, se abrirá el colador

automáticamente.

Los fallos en los demás sistemas no afectarán a éste sistema.

El sistema está dimensionado para operación continua máxima.



En caso de falla en el suministro de AC, no hay respaldo extra de energía para el

sistema.

Los componentes están instalados cerca del condensador según recomendaciones del

suministrador.

2.4.3.3.15 SAS Sistema de Ventilación

El propósito del sistema de ventilación es el de circular aire frío a través de la cubierta

durante operación normal y mantener la temperatura por encima de cierto límite.

El aire que se introduce en la cubierta está filtrado.

Además, el propósito es de calentar el aire en la cubierta si la temperatura cae

demasiado durante paradas.

Hay dos cubiertas, una para la turbina y el generador y una para las unidades del aceite

lubricante y aceite de control.

Las cubiertas están ventiladas por dos y un ventilador respectivamente los cuales

extraen el aire caliente. Todos los accesos y salidas de aire están equipados con

silenciadores y filtros.

En caso de baja temperatura hay elementos de calentamiento (dos y uno

respectivamente) para mantener la temperatura por encima de un límite inferior.

El grupo de funcionamiento está definido en FG "Sistema de Ventilación".

Los ventiladores pueden ser arrancados manualmente o por una secuencia de auxiliares.

El sistema de ventilación está normalmente conectado durante operación.

La temperatura está controlada por los ventiladores o calentadores por medio de dos

transmisores de temperatura, uno para cada uno de las zonas.

Existen asimismo controles de temperatura en la cubierta.



Los ventiladores se apagan cuando se da una orden de parada al grupo de función

manualmente o en la secuencia de los auxiliares.

El sistema no está afectado por el disparo de la turbina y el interruptor del generador.

Los fallos en el suministro de energía paran los ventiladores.

No hay suministro de energía de emergencia al sistema de ventilación.

Los silenciadores están hechos de placas de acero galvanizado.

Se puede hacer mantenimiento durante operación normal, después de desconectar el

suministro de energía.

2.4.3.4 Sistema de Condensación

Este sistema se encarga de condensar el vapor de descarga del cuerpo de baja presión de

la turbina, mediante el agua de refrigeración procedente de la torre de refrigeración.

En el condensador se produce la refrigeración del vapor mediante la circulación de agua

fría en cantidad y con velocidad suficiente por el interior del condensador.

Se empleará un condensador de superficie que es un intercambiador de carcasa y tubos,

por el interior de los cuales circula el agua de refrigeración. El diseño del condensador

se dimensiona para poder ser capaz de recibir todo el vapor del bypass de la turbina.

El condensador constituye el foco frío del ciclo termodinámico. Se trata de un

intercambiador de calor en el que se condensa el vapor de manera que se recupera agua

de alta calidad para su circulación en el ciclo. La presión de operación debe ser lo mas

baja posible, de manera que el trabajo obtenido en la turbina sea máximo, esto tiene dos

consecuencias:

° La temperatura del agua que se emplea como agua de refrigeración ha de ser lo mas

baja posible.

° La transferencia de calor debe ser lo mejor posible, por lo que se requiere una gran

superficie de intercambio.



Figura 2-12: Condensador.

El condensado se va almacenando en el pozo del condensador desde donde las bombas

de condensado lo aspiran e impulsan al desgasificador.

El sistema de condensado se diseña para trasegar el agua almacenada en el pozo caliente

del condensador hasta el desgasificador pasando previamente por los precalentadores de

baja presión. Para ello, el sistema dispondrá de tres bombas de condensado (del 50% de

capacidad) situadas en paralelo a la salida del condensador. Durante la operación

normal únicamente operarán dos de las bombas de condensado instaladas,

permaneciendo la otra en reserva.

2.4.4 Sistema de potencia El sistema de potencia transforma en electricidad la energía térmica suministrada por el

campo solar a través del generador de vapor.

El vapor de agua generado en el sistema de generación de vapor gracias al calor

intercambiado con el HTF, es conducido al grupo turbogenerador, donde es turbinado.



Las turbinas de vapor son máquinas de flujo permanente, en las cuales el vapor entra

por una serie de toberas y se expande hacia una presión menor. La admisión en la

turbina se realiza mediante una serie de válvulas (de regulación y de seguridad).

Las turbinas constan de una serie de etapas constituidas por unos álabes fijos (que

constituyen el estator) y unos álabes móviles (que constituyen el rotor). En el estator,

parte o toda la energía del vapor se convierte en energía cinética. Posteriormente en el

rotor la energía cinética se transforma en energía mecánica.

La energía eléctrica se genera en el alternador mediante el giro de un rotor asociado a un

campo magnético, que induce una corriente eléctrica en las bobinas fijas del estator. El

eje del rotor está acoplado directa y linealmente al eje de la turbina. Mediante la

expansión del vapor sobre sus álabes, se produce la energía mecánica necesaria para

hacer girar su eje y el del rotor del alternador a un determinado numero de revoluciones

por minuto. La energía eléctrica producida es vertida a la red de transporte a alta tensión

mediante la acción de un transformador.

La turbina, el generador y la excitatriz están acoplados directamente formando un eje

único, que se apoya en unos cojinetes lisos.

2.4.5 Sistemas de aguas

Los consumos de agua de la planta se pueden agrupar en cuatro categorías:

° Aporte a las torres de refrigeración.

° Agua desmineralizada de aporte al ciclo de vapor.

° Agua desmineralizada para la limpieza de espejos.

° Servicios varios.

Habitualmente el mayor consumo de agua que se producirá en la central será con

diferencia el del aporte a las torres de refrigeración.



2.4.5.1 Sistema de agua de circulación El agua de circulación ha de cumplir dos requisitos: evacuar el calor al ambiente de

manera eficaz, y cumplir con la reglamentación referente a las limitaciones de

contaminación térmica.

La eficacia del sistema de refrigeración determina la presión de operación del

condensador, y por lo tanto el rendimiento de la instalación.

Figura 2-13: Sistema de agua de circulación.

La configuración elegida para el circuito de agua de circulación es un circuito mixto que

combina la refrigeración en el cercano río Guadalquivir con el uso de una torre de

ventiladores de tiro forzado.

La refrigeración del condensador se hace por medio de la torre de refrigeración de tiro

forzado, de manera que la temperatura del agua de refrigeración esté controlada

mediante la regulación de la ventilación de la torre.

Las bombas de circulación aspiraran agua del río y tras un tratamiento de osmosis

inversa eliminará la salinidad que pudiera existir, impulsan este agua a través de los

tubos del condensador y del resto de circuitos de de refrigeración auxiliar de la

instalación.



2.4.5.2 Sistema de agua de alimentación Para compensar la producción de vapor y mantener el nivel en el calderín, hace falta

alimentar con agua el generador de vapor.

El agua resultante de la condensación del vapor, después de su expansión en la turbina,

se tomará por la bomba de condensado. Posteriormente se enviará el condensado al

tanque de alimentación a través del precalentador de baja presión y de un desgasificador

cuyo objeto es eliminar el oxígeno disuelto en el agua. Este desgasificador actúa ademas

como tanque de agua de alimentación.

A la salida del desgasificador se añade nueva agua al circuito la cual ha de ser filtrada

para eliminar el exceso de salinidad que pueda tener, para ello se le hace circular por la

planta de tratamiento de agua

La planta de tratamiento de agua desde la captación de la misma en el río Guadalquivir

envía esta agua a una balsa donde decantará y filtrará esta agua a través de filtros de

silex para eliminar cualquier contenido de materiales en suspensión que puedan existir.

Posteriormente la PTA envía el agua al sistema de osmosis inversa que filtra el agua,

enviando el agua salina a la balsa de desalinización en la que se queda como una salina

marina, y el agua filtrada pasará un nuevo tratamiento de desmineralización, de donde

irá a complementar el caudal del circuito agua-vapor para que éste pueda seguir

funcionando correctamente.

La bomba de alimentación que aspira del tanque de alimentación asegura la reinyección

del agua en el generador de vapor a través de los precalentadores de alta presión.

Este agua debe encontrarse a su entrada al generador de vapor en las condiciones

requeridas para el buen funcionamiento de la instalación, es decir es agua de cualidades

físicas y químicas adecuadas; a una temperatura relativamente elevada, cercana a

250ºC; y a presión superior a la existente en el calderín, lo que está asegurado gracias a

la bomba de alimentación.



El agua desmineralizada para el lavado de espejos también se obtendrá de un depósito

de agua existente en la planta de tratamiento de agua.

2.4.5.3 Sistema de tratamiento de efluentes Los efluentes que se producen en la planta son efluentes de proceso, aguas residuales

fecales, efluentes que puedan contener grasa o aceites y las purgas de la torre de

refrigeración.

Los efluentes como los deshechos de las etapas de osmosis y electrodesionización se

tratarán en la planta de tratamiento de aguas, dejándose evaporar posteriormente en la

balsa de desalinización, y recogiéndose posteriormente los deshechos sólidos por una

empresa gestora de residuos.

Las aguas fecales canalizadas en una red aparte, se conducirán en una estación

depuradora donde serán tratadas.

Las aguas contaminadas por aceites lubricantes o grasas se llevarán a un separador de

grasas desde donde una vez separados serán recogidos para su tratamiento.



2.4.6 Bibliografía

[1] Silva Pérez, Manuel A.: Aprovechamiento de la energía solar en media y alta

temperatura: Sistemas Termosolares de Concentración. Apuntes para curso de energías

renovables ENDESA, ICAI 2004/2005

[2] Johansson. T, Kelly. H: Renewable Energy, sources for fuels and electricity. Ed:

Island Press 1993.

[3] Duffie. John & Beckman, William: Solar Engineering of thermal processes. Ed:

John Wiley & sons, 3ª edición. 2006

[4] Alaiz Fernández. Enrique: Energía solar cálculo y diseño de instalaciones.Ed:

sección de publicaciones de la E.T.S. de Ingenieros Industriales, Madrid 1981

[5] Lüpfert, Eckhart: Training on Parabolic Trough Collectors Technology, DLR Köln

21 / 22 Agosto 2007.

[6] Fraile Mora, Jesus: Máquinas Eléctricas. Ed: McGraw Hill, 2008. 6ª edición.

[7] García Trasancos, José: Instalaciones eléctricas en Media y Baja Tensión. Ed:

Paraninfo,2002.

[8] Textos legales: BOE regulador del Régimen Especial: RD 661, Reglamento de Alta

Tensión: RLAT, e instrucciones técnicas del reglamento: MIE-RAT 013.

[9] Pérez Gorostegui, Eduardo: Introducción a la administración de empresas. Ed:

Centro de Estudios Ramón Areces. 1997.

[10] Martín Herrera, Fco Javier: Estudio técnico-económico de una central térmica

convencional: proyecto fin de carrera: Septiembre 2002. Universidad Carlos III.



[11] De la Vega, Mercedes: Apuntes de la asignatura: Centrales Eléctricas I.

Universidad Carlos III.

[12] Cachadiña Gallego, Carlos: Apuntes de la asignatura: Centrales Eléctricas II.

Universidad Carlos III.

[13] Fernández Díez, Pedro: Procesos Termosolares en Alta, Media y Baja temperatura.

Universidad de Cantabria.

[14] Tablas de radiación directa de la NASA: www.nasa.gov

[15] Tablas de radiación directa Universidad Autonoma de Barcelona:

http://opengis.uab.es/wms/iberia/mms/index.htm

[16] Eurotrough: www.nrel.gov, www.solarsteamtrain.com.

[17] Schott: www.schott.com

[18] Ministerio de Medio Ambiente: www.sigpac.es

[19] CIEMAT: www.energíasrenovables.ciemat.es

[20] Estudio Renovables 100%: www.greenpeace.org

[Escribir texto] Memoria de Cálculo


Departament d’Enginyería Electronica, Eléctrica i Automática Estudio de Viabilidad de una Central Termosolar


MEMORIA DE CÁLCULO

2º Ciclo de Automática y Electrónica Industrial




3. Memória de Cálculo. Índice 3.0 Criterios de diseño 3-4 3.1 Dimensionamiento del Campo Solar 3-4 3.1.1 Operación Diurna 3-7 3.1.2 Modo Stand-by 3-7 3.1.3 Modo Anticongelación 3-7 3.1.4 Modo Mixto 3-7 3.2 Balance Energético del Campo Solar 3-8 3.2.1 Parámetros Básicos de Radiación 3-8 3.2.2 Cálculo del Rendimiento del Campo Solar 3-10 3.3 Dimensionamiento de la Turbina de Vapor 3-14 3.3.1 Analisis de la Turbina de Alta 3-17 3.3.2 Análisis del Recalentador 3-22 3.3.3 Análisis de la Turbina de Baja 3-24 3.3.4 Análisis del Condensador 3-28 3.3.5 Análisis de las Bombas de Condensado 3-28 3.3.6 Análisis del Precalentador 3-29 3.3.7 Análisis del Desgasificador 3-30 3.3.8 Análisis de las Bombas de Agua de Alimentación 3-31 3.3.9 Análisis del Intercambiador de Calor 3-32 3.3.10 Cálculo de Potencias 3-33 3.3.11 Cálculo del Rendimeinto de la Turbina de Vapor 3-34 3.4 Diseño del Alternador 3-35 3.5 Producción Eléctrica 3-37 3.5.1 Producción Eléctrica Solar 3-37 3.5.2 Distribución Horaria de la radiación solar 3-39 3.5.3 Potencia Eléctrica Nominal 3-40 3.5.4 Producción Eléctrica con Caldera Auxiliar 3-41 3.5.5 Producción Eléctrica Bruta Total 3-43 3.5.6 Autoconsumos de la Planta 3-46 3.5.6.1 Embarrado de Alta Tensión 3-46 3.5.6.2 Embarrado de Baja Tensión 3-46 3.5.6.3 Embarrado de Servicios Auxiliares 3-47 3.5.6.4 Autoconsumos anuales 3-47 3.6 Resumen de diseño de la central 3-48 3.7 Consumo de Agua 3-49 3.8 Aire Comprimido 3-50 3.9 Almacenamiento y Distribución del N2 3-51 3.10 Estación de Regulación y Medida 3-51 3.11 Sistema Eléctrico 3-51 3.11.1 Equipos de Alta Tensión 3-52 3.11.2 Servicios Auxiliares 3-54 3.11.3 Equipos de Baja Tensión 3-56 3.11.4 Equipos de Corriente Contínua 3-57 3.11.5 Transformadores de la Instalación 3-58 3.11.6 Canalizaciones y Cables 3-62 3.11.7 Instalación de Alumbrado y Fuerza 3-63



3.11.8 Protección del Generador 3-63 3.11.9 Protecciones del Transformador de Potencia 3-64 3.11.10 Red de Tierras 3-64 3.11.11 DCS y Equipos de Teledisparo y Telecontrol 3-66 3.11.12 Equipos de Medida Comercial para Telemedida de la Cia Eléctr. 3-66 3.12 Estudio Económico 3-67 3.12.1 Introducción 3-67 3.12.2 Inversión del Proyecto 3-68 3.12.3 Evaluación de Ingresos y Gastos 3-72 3.12.4 Costes 3-72 3.12.4.1 Costes del Combustible Auxiliar 3-73 3.12.4.2 Costes de Operación y Mantenimiento 3-75 3.12.4.3 Coste del agua 3-75

3.12.4.4 Coste de seguros del período de operación 3-75 3.12.4.5 Otros Costes 3-76

3.12.5 Ingresos 3-76 3.12.5.1 Marco Regulatorio 3-76 3.12.5.2 Precio de Venta de Electricidad 3-76 3.12.6 Margen de Operación de la Planta 3-79 3.12.7 Análisis Financiero 3-79 3.12.8 Período de retorno de la Inversión 3-83 3.12.9 Valor actual Neto 3-84 3.12.10 Tasa Interna de Rentabilidad 3-85 3.13 Conclusiones 3-87 3.14 Indice de Figuras 3-91 3.15 Indice de Tablas 3-91 3.16 Tablas de Análisis 3-92



3.0 Criterios de diseño En la presente Memória de Cálculo se muestran los cálculos justificativos de los principales componentes de la Planta. 3.1 Dimensionamiento del campo solar

Una vez definido el terreno disponible y teniendo como condicionante la longitud de los

colectores (150 m) podemos establecer un diseño del campo solar, que será el que aparece

en el plano TR1-L-PTB-001, la disposición de la central sobre el terreno se podrá observar

en el plano TR1-L-PTB-002, ambos se encuentran en el Capítulo de Planos..

Para el estudio se han considerado como se comento anteriormente colectores Eurotrough

modelo ET-150, y tubos absorbedores de radiación Schott PTR 70. Las características

técnicas de ambos figuran en el Anexo 7. El mercado de los tubos absorbedores

actualmente está compuesto únicamente por dos compañías: Schott y Solel, y las

características que ofrecen los productos de ambas compañías son prácticamente iguales,

sin embargo se han elegido estos sobre los de Solel debido al mejor aprovechamiento de la

superficie del receptor que hacen los PTR 70, y que les permite obtener así un 2% mas de

rendimiento según estudios realizados en la plataforma solar de Almería.

El aceite que se va a utilizar en el circuito de HTF es el Therminol VP1, cuyas

características de composición le proporcionan estabilidad a altas temperaturas, ya que

debe operar en el rango 290- 400ºC con seguridad.

Para nuestra central se ha tomado la decisión de que esté compuesta por 120 lazos, por lo

tanto el área de captación del campo solar será la siguiente:

22 400.3925.817'480'4804120

mmsSCAsSCASCAlazos

=⋅

=⋅ (1)

El numero de colectores que se podrán instalar en total en los terrenos seleccionados será

de 480 colectores, 4 por cada uno de los 120 lazos de la instalación. Así que con una

superficie de captación de por colector de 817.5 m2, resulta una superficie total para la

planta de 392.400 m2.



Las características principales del campo solar son las siguientes:

Características del campo solar

Número de colectores 480 Número de lazos 120 Superficie de captador disponible (m2) 392.400 Orientación del eje del colector N-S Separación entre filas (m) 16,25 Dimensiones perímetro (m x m) 2200 x 650 Numero de tubos de HTF por colector 36 Fluido de trabajo Therminol VP-1 Temperatura límite del fluido (ºC) 400

Tabla 3-1: Características del campo solar

El campo solar se divide en dos mitades (norte y sur) mediante dos colectores principales

de fluido térmico, el cual conecta los 120 lazos con la isla de potencia situada en el sur del

campo solar, centrada. La línea de conexión del sistema de generación de vapor y los

colectores principales divide a su vez el campo en dos mitades (Este y Oeste), de manera

que quedará configurado por cuatro cuadrantes: A, B, C, D.

El número total de pilotes que serán necesarios para sustentar todos los CCP del campo

solar será el siguiente:

576012480 =⋅ pylonSCA pilotes de hormigón (2)

El fluido se debe repartir por igual por cada lazo. Para ello se usa un sistema de

alimentación central que reducirá la longitud de tuberías empleada, y mejorará el acceso a

los colectores, sin embargo como contrapartida aumenta ligeramente las perdidas de carga

del HTF. Cada colector de fluido térmico está unido al lazo mediante una válvula de

regulación manual. El equilibrado hidráulico se consigue mediante la igualación de la

temperatura a la salida del lazo.

El control sobre la temperatura de salida del campo solar es un requisito crítico para

optimizar las prestaciones del campo. El principal requisito es estabilizar la temperatura de



salida en 400 ºC. Para realizar el control sobre esa temperatura, en la conexión del colector

principal con cada uno de los cuadrantes se instalará un caudalímetro y una válvula de

control.

Por otra parte, la temperatura del fluido no debe superar los 400ºC para evitar que se

degrade. Para ello se dispone de una válvula de corte automática en la conexión de los

últimos lazos de cada cuadrante con el colector frío.

El control sobre la temperatura se realizará mediante las siguientes acciones:

° En caso de que la radiación sea superior al valor de diseño de la planta:

° El caudal total de fluido térmico se ajusta mediante las bombas principales de fluido

térmico.

° El último colector de algunos lazos se desenfoca

° Los lazos dotados de válvula de corte automática desenfocan al colector y las válvulas

se cierran.

° La distribución de caudal en cada cuadrante se ajusta mediante la operación de las

válvulas de control.

Si la radiación disponible es inferior a la de diseño:

° Se suministra fluido a todos los lazos, con la limitación de mínimo caudal a cada

colector

° El caudal total de fluido térmico se reduce mediante la reducción de velocidad de las

bombas principales de fluido térmico, para alcanzar la temperatura de salida del campo.

° La distribución de caudal en cada cuadrante se ajusta mediante la operación de las

válvulas de control.



° Se arrancan las calderas auxiliares si es posible (es decir si aun no se ha superado el

límite de aporte del 15% de la energía total anual que marca la ley)

Los modos de funcionamiento básicos del campo son los siguientes:

3.1.1 Operación Diurna:

El campo solar se despliega cuando existe suficiente radiación, el fluido térmico circula

por el interior de los colectores, calentándose y siendo conducido al sistema de generación

de vapor.

3.1.2 Modo Standby:

Cuando no es posible el seguimiento solar, por la noche, o cuando existen malas

condiciones climatológicas u otras circunstancias adversas aconsejan no operar la planta, el

campo solar se lleva a una posición de almacenamiento, para proteger los colectores.

3.1.3 Modo Anticongelación:

El sistema aspira el fluido térmico desde el tanque de expansión situado en el punto más

alto del circuito mediante una de las dos bombas del sistema de anticongelación,

haciéndolo pasar a través de las calderas de gas.

Este modo de funcionamiento se da cuando durante una parada prolongada se pretenda

mantener el fluido térmico caliente con objeto de evitar la congelación.

3.1.4 Modo Mixto:

Se trata de un modo de funcionamiento mixto entre los dos anteriores que se dará cuando

nos encontremos ante una irradiación solar insuficiente. El valor de la radiación solar se

considerará insuficiente cuando estemos generando por debajo de 600 W/m2.

En este caso parte del caudal de fluido térmico se desviará a través de las calderas de gas

para así conseguir a la entrada del intercambiador de calor el caudal y temperatura de

fluido requerido.



Con objeto de mantener unas buenas características de reflectividad de los espejos, y por

tanto, una alta eficiencia del campo, se dispondrá de un sistema de limpieza de los espejos.

En principio la limpieza se realizará utilizando agua desmineralizada, transportada en

camión cisterna desde la planta de tratamiento de agua, el cual estará dotado con un

sistema de boquillas especiales para rociar los colectores. Esta operación de limpieza se

realizará regularmente, dependiendo la frecuencia de las operaciones de las condiciones

ambientales de la planta (polvo, lluvia, proximidad a focos de contaminación, etc.). En este

caso, la limpieza de los espejos de las parábolas se realizará por la noche, una vez cada 24

horas.

3.2 Balance energético del campo solar

3.2.1 Parámetros básicos de radiación El primer dato que calcularemos del campo solar será el referente a la razón de

concentración. La razón de concentración “C” es el cociente entre el área de apertura del

colector y el área total del tubo absorbedor.

Se pueden observar en la siguiente figura los parámetros básicos que se van a utilizar:

Figura 3-0: Parámetros básicos

A: Área de apertura del colector 25,817 m→

L: Longitud del tubo absorbente m5,148→

D: Diámetro exterior del tubo absorbente m07,0→



Por lo tanto la razón de concentración del colector ET-150 es igual a:

;2DL

AA

AC

tubo

colector

⋅⋅⋅

=π

(3)

06,5007,014.35,148

5,8172=

⋅⋅⋅

=C

Para este cálculo de la razón de concentración se ha supuesto que al ser la forma del

colector semicilíndrica, la radiación directa incidente en el tubo absorbedor únicamente se

daría en la mitad del tubo absorbedor, a excepción de los rayos solares que incidan

directamente en éste, por lo que se ha optado por dividir el área del tubo por la mitad.

El valor de razón de concentración obtenido es correcto, ya que se encuentra dentro de los

parámetros habituales para este tipo de colectores de alta concentración, que se situarán

entre 10 y 80, siendo éste el valor máximo en un sistema de concentración de 2D.

Para obtener el ángulo de aceptancia, o ángulo de incidencia de la radiación directa sobre

el colector, se tendrá en cuenta la siguiente relación:

;1

ssenC

θ≤

(4)

C: Razón de concentración.

θs: Angulo de aceptancia.

Éste ángulo de incidencia: θ, es el ángulo máximo que pueden formar dos rayos en un

plano transversal de la apertura del colector de manera que, una vez reflejados, dichos

rayos intercepten el tubo absorbente, en nuestro caso será:

º14,1)(

1==

Carcsensθ



3.2.2 Cálculo del rendimiento del campo solar Una vez calculados los parámetros básicos de la radiación directa incidente, pasamos a

calcular el rendimiento del campo solar.

El rendimiento del campo solar es el producto de una serie de factores, y para su cálculo

habrá que tener en cuenta las posibles pérdidas que surjan en el mismo, principalmente

hablaremos de pérdidas ópticas y perdidas térmicas, además de otros factores que

intervendrán y que se irán desglosando en los siguientes apartados.

Thpicoopticassolarc kF ηϕηρη ⋅⋅⋅⋅= )(.. (5)

ρ: Reflectividad de la superficie.

F: Factor de ensuciamiento.

ηoptico: Rendimiento óptico pico.

K(φ): Modificador por ángulo de incidencia.

ηTh: Rendimiento térmico.

° Las pérdidas ópticas del colector son debidas a que ni la superficie reflexiva del

concentrador es un reflector perfecto, ni el vidrio que cubre al tubo absorbente metálico

es totalmente transparente, ni la superficie selectiva del tubo metálico es un absorbente

perfecto, ni la geometría del concentrador parabólico es perfecta. Por lo tanto, la suma

de todas estas imperfecciones provocan que solo una parte de la radiación solar directa

que incide sobre la superficie del concentrador parabólico llegue al fluido que circula

por el interior del tubo absorbente.



Figura 3-1: Balance de pérdidas ópticas

ατγη ⋅⋅=picoopt. (6)

γ: Factor de intercepción.

τ: Transmisividad de la cubierta del tubo absorbedor.

α: Absortividad de la superficie selectiva del tubo absorbedor.

El factor de intercepción, γ , indica la eficiencia de los rayos de sol que van al tubo, ya que

una fracción de la radiación solar reflejada por los espejos no alcanza a la cubierta de

cristal del tubo absorbedor debido a diferentes causas, como imperfecciones microscópicas

o macroscópicas de los espejos, o errores de posicionamiento del colector.

Estas imperfecciones y los posibles errores de seguimiento solar provocan que algunos

rayos no intercepten al tubo absorbente durante su trayectoria después de ser reflejados. En

el caso de nuestra central, se ha asignado un factor de interceptación experimental de:

γ= 0,99

El tubo absorbedor metálico está situado dentro de una cubierta de cristal para disminuir

las pérdidas térmicas y proteger a la superficie selectiva. Una fracción de la radiación solar

reflejada por los espejos y que alcanza la cubierta de cristal del tubo absorbedor no es

capaz de atravesarlo. La razón entre la radiación que pasa a través de la cubierta de cristal

y la radiación total incidente sobre ella da la transmisividad de dicha cubierta de vidrio.



Según la información proporcionada por el fabricante de tubos SCHOTT, la transmisividad

de la cubierta de cristal de su tubo absorbedor, es de:

τ= 0,92

La absortividad de la superficie selectiva, cuantifica la cantidad de radiación incidente

sobre la superficie selectiva que ésta puede absorber.

Según la información de SCHOTT, la absortividad de sus tubos es:

α.= 0,95

Las perdidas ópticas pico del sistema tendrán el siguiente valor:

865,095,092,099,0.

.

=⋅⋅=

⋅⋅=

picoopt

picoopt

η

ατγη

° El coeficiente ρ indica la reflectividad de la superficie del concentrador parabólico. Las

superficies reflexivas de los colectores no son perfectas, por lo que solo parte de la

radiación incidente se refleja. Los valores de reflectividad disminuyen progresivamente

conforme aumenta la suciedad en la superficie del colector.

ρ=0,94

° El factor de ensuciamiento de los colectores habrá que tenerlo en cuenta además para el

cálculo del rendimiento total. En este caso se ha supuesto un factor de ensuciamiento

del 0,98, ya que la limpieza del campo solar será diaria.

F=0,98

° El modificador por ángulo de incidencia, K, considera todas las pérdidas ópticas y

geométricas que tienen lugar en el colector para un ángulo de incidencia φ ≠ 0

(pérdidas geométricas de final de colector, bloqueo de la radiación concentrada por



parte de los soportes del tubo absorbente e influencia del ángulo de incidencia en la

absortividad y transmisividad del tubo absorbente, y en la reflectividad de los espejos).

Este valor es variable dependiendo de la estación del año, por lo tanto se han otorgado dos

valores, uno basado en los valores máximos medios, y otro basado en los valores mínimos

medios, obtenidos a partir de los datos aportados por la NASA para las coordenadas de la

central (ver Anexo 7), por lo que se obtendrán dos rendimientos globales de la instalación

Kmín= 0,6

Kmáx=0,81

Kmedio=0,705

° El valor de las pérdidas térmicas que tienen lugar en el tubo absorbedor según el

fabricante es de:

ηTh= 0,96

Una vez descritos los parámetros que intervienen en el cálculo del rendimiento global del

campo solar, el producto de todos ellos es el siguiente:

Thpicoopticassolarc KF ηϕηρη ⋅⋅⋅⋅= )(..

• Rendimiento máximo del campo solar en la latitud de Trebujena (K=0,81)

6198,096,081,0865,098,094,0. =⋅⋅⋅⋅=solarcη

%62. =solarcη

• Rendimiento mínimo del campo solar en la latitud de Trebujena (K=0,60)

459,096,06,0865,098,094,0. =⋅⋅⋅⋅=solarcη



%91,45. =solarcη

• Rendimiento promedio anual:

5396,096,0705,0865,098,094,0. =⋅⋅⋅⋅=solarcη

%54. ≈solarcη

3.3 Dimensionamiento de la turbina de vapor

Teniendo en cuenta la limitación de potencia nominal de 50 MW, establecida por el RD

661, se planteará el ciclo térmico agua-vapor, cuyo diagrama completo se podrá apreciar

en el Anexo 7.

El ciclo aquí diseñado tiene algunas particularidades derivadas de los condicionantes que

supone una planta de colectores cilíndrico-parabólicos.

El factor fundamental es la baja temperatura del vapor vivo en comparación con ciclos

termodinámicos basados en otros combustibles.

Los aceites térmicos disponibles tienen un límite superior de temperatura ligeramente

inferior a 400ºC. Teniendo en cuenta las perdidas en las conducciones y las fluctuaciones

de funcionamiento hemos considerado una temperatura de diseño del vapor vivo de 377

ºC. Si tomamos como presión de diseño 100 bares, resultará que aproximadamente a 20 bar

estaremos atravesando la curva de saturación del diagrama de Mollier.

Aunque la potencia de la planta no sea demasiado elevada, será obligado plantear un ciclo

regenerativo con dos cuerpos de turbina diferenciados: uno de alta y otro de baja presión,

realizándose un recalentamiento intermedio.



El vapor extraído de la turbina de alta, se envía al recalentador, el cual utiliza como fluido

calefactor una porción del caudal de aceite térmico en las mismas condiciones de

temperatura que el que fue enviado al sobrecalentador.

De esta manera el vapor recalentado alcanza un valor térmico similar al que se obtiene a la

salida del sobrecalentador: 379 ºC, pero a una presión menor: 16 bares.

Figura 3-2: Diagrama de Mollier (entalpía-entropía)

En la turbina de baja se realizará una nueva extracción para precalentar el condensado y

optimizar así el rendimiento termodinámico.



Por lo tanto las características principales de caudal y temperatura y presión a la entrada y

salida de cada uno de los equipos que forman el sistema de generación de vapor (tanto del

lado del fluido térmico como de la turbina de vapor) para el caso de funcionamiento al

100% de su capacidad son las siguientes:

Lado fluido térmico Caudal Entrada Salida

(kg/seg) Temp. (ºC)

Presión (bar)

Temp. (ºC)

Presión (bar)

Precalentador 236 317 12,0 299 11,5 Vaporizador 236 380 13,9 317 12,0 Sobrecalentador 236 395 14,4 380 13,9 Recalentador 29,5 395 14,4 255 11,5

Tabla 3-2: Características principales del sistema de fluido térmico

Lado agua-vapor Caudal Entrada Salida

(kg/seg) Temp. (ºC)

Presión (bar)

Temp. (ºC)

Presión (bar)

Precalentador 52,77 247 115 315 110 Vaporizador 52,77 315 110 315 105 Sobrecalentador 52,77 315 105 377 100 Recalentador 44.44 208 18,4 379 16 Precalentador (lado de v. extracción)

5,55 175 3 120 3

Precalentador (lado de condensación)

38,88 75,4 8 154,96 8

Tabla 3-3: Características principales del sistema agua-vapor

Los valores de presiones y temperatura de entrada y salida tanto de la parte de vapor como

del aceite del intercambiador, se han tomado de los existentes en plantas de este tipo

actualmente en funcionamiento, como las últimas SEGS de EE.UU. o la planta de Andasol,

única planta de este tipo existente actualmente en España, y que nos servirán como



referencia real para realizar los cálculos de entalpías y entropías que nos lleven al

rendimiento termodinámico del ciclo.

Comenzamos el balance energético del ciclo agua-vapor analizando los distintos

componentes de la instalación a partir de los datos de partida conocidos.

Se han considerado las siguientes hipótesis:

° El Rendimiento isentrópico, que se definirá como el cociente entre el trabajo en el

proceso real y el trabajo en el proceso reversible o isentrópico, a partir del mismo

estado inicial. De tal manera que el cociente entre ambos sea menor a 1. En este caso se

ha considerado un rendimiento isentrópico a la salida de las turbinas y bombas de 0,85.

85.0==oIsentrópic

realoIsentrópic W

Wη (7)

Donde: ηisentrópico: Rendimiento isentrópico Wreal: Trabajo real Wisentrópico: Trabajo isentrópico ° Los intercambiadores de calor de la instalación tanto los que proceden del circuito HTF

como el condensador se comportan internamente de forma reversible.

° La válvula que lleva parte del vapor del recalentador al desgasificador tiene un

comportamiento ideal.

3.3.1 Análisis de la Turbina de Alta

Para realizar el balance energético de la turbina se ha tomado como dato de caudal del

fluido a la entrada de la turbina unos 190.000 kg/h, que es el caudal aproximado que suelen

utilizar las turbinas de SIEMENS, mientras que el caudal de la turbina de baja será de



160.000 kg/h, ya que habrá que tener en cuenta el valor del caudal de aporte al

desgasificador. Estos datos son importantes ya que a la hora de dimensionar el ciclo de

vapor, el primer elemento a tener en cuenta, y del cual dependerán todos los demás es la

turbina de vapor, por lo tanto se empezará a dimensionar la turbina y se continuará

posteriormente con el resto del ciclo.

Los datos de presión y de temperatura a la entrada de la turbina son los siguientes:

CTbarPº377

100==

Los datos de entalpía y entropía necesarios, se buscarán en las tablas de vapor

sobrecalentado:

Tabla 3-4: Vapor sobrecalentado a 100bar Al no tener el valor exacto de temperatura requerida en la tabla, se obtendrán los datos de

entalpía y entropía deseados, interpolando entre 360 y 400ºC.

( )112

121 xx

xxyyyy −⋅

−−

+= (8)



Por lo tanto:

( );360377

3604001.29625.30961.29624 −⋅

−−

+=h

( );360377360400

006.6212.6006.64 −⋅

−−

+=s

h4=3019,22 KgKJ / s4=6,0935 KKgKJ ⋅/ A continuación hacemos una extracción a la presión y temperatura fijada por el

recalentador:

CTbarPº208

4.18==

A esta presión, el fluido se encuentra en la zona de líquido saturado, por lo tanto:



Tabla 3-5: Líquido Saturado

En este caso al igual que en el anterior, para obtener los valores de entalpía y entropía

buscados a la presión fijada por el recalentador, habrá que interpolar entre los dos valores

de presión superior e inferior.

( );154,181520

84,84479,90884,844 −⋅

−−

+=lh

( );154,181520

2,27925,27992,2792 −⋅

−−

+=vh

hl= 888,326 KgKJ / hv= 2797,31 KgKJ /



( );154,181520

3150,24474,23150,2 −⋅

−−

+=ls

( );154,181520

3409,64448,6448,6 −⋅

−−

+=sv

sl= 2,4050 KKgKJ ⋅/ sv= 6,374 KKgKJ ⋅/

Si se tiene en cuenta la premisa de expansión isentrópica hasta la presión fijada por el

recalentador, obtendremos el valor de s5s, que posteriormente se usará para calcular la

entalpía y entropía reales teniendo en cuenta el rendimiento isentrópico:

KKgKJss s ⋅== /09355,654

Con este valor de entropía calculamos el titulo o cantidad de vapor saturado existente en la

mezcla ideal:

( ) ( ) ;3741,614050,2109355,6 xxxsxs vl ⋅+−⋅=⋅+−⋅= (9)

sl: Entropía del líquido saturado

sv: Entropía del vapor saturado

x: título ó cantidad de vapor en la mezcla.

x=0,93

Sabiendo este valor del título, obtenemos h5s.

( ) ;93,031,2797)93,01(326,88815 ⋅+−⋅=⋅+−⋅= xhxhh vls (10)

hl: Entalpía del líquido saturado



hv: Entalpía del vapor saturado

h5s=2662,376 KgKJ /

Conocida la hipótesis inicial de rendimiento isentrópico en la turbina igual a 0,85, se

calculan a continuación los valores de entalpía, entropía y titulo para la turbina real.

;85.045

45 =−−

=hhhh s

oIsentrópicη

(11)

h5=2599,40 KgKJ /

h5s: Entalpía del punto 5 ideal

h5: Entalpía del punto 5 real.

ηisentrópico: Rendimiento isentrópico.

( ) ( ) ;31,27971326,888140,25995 xxxhxhh vl ⋅+−⋅=⋅+−⋅==

8963,0=x

.

( ) ( ) ;8963,03741,68963,014050,215 ⋅+−⋅=⋅+−⋅= xsxss vl

KKgKJs ⋅= /9626,55

3.3.2 Análisis del Recalentador Los valores de entrada al recalentador calculados en el apartado anterior son los siguientes:

;85,0

22,3019376,266222,30194545

−+=

−+=

ηhh

hh s



KKgKJsx

KgKJCT

barP

⋅==

==

/9626,58963,0

/ 2599,40=hº208

4.18

5

5

5

5

5

A la salida del mismo el fluido ha aumentado de nuevo la temperatura del fluido hasta

379º, mientras que ha disminuido ligeramente su presión, por lo tanto está de nuevo en fase

de vapor sobrecalentado. Para los valores de presión y temperatura a la salida, miraremos

en las tablas correspondientes:

CTbarP

º37916

6

6

==

Tabla 3-6: Vapor sobrecalentado a 16bar

En este caso como en los anteriores habrá que interpolar al no disponer de los valores

correspondientes a la temperatura del recalentador.



( )

( );3503793504007,06947,23747,0694s

;3503793504003145,43254,23145,4h

6

6

−⋅

−−

+=

−⋅

−−

+=

h6= KgKJ /5,3208 s6= KKgKJ ⋅/1668,7

3.3.3 Análisis de la Turbina de Baja

En la turbina de baja se realizará la expansión isentrópica del fluido hasta el valor de

presión del condensador.

Los valores de entrada a la turbina de baja son los calculados para la salida del

recalentador, mientras que a la salida de la misma se realizan dos extracciones de fluido:

° En el cuerpo medio de la turbina se realizará una extracción de vapor que irá a parar al

precalentador, aumentando de esta manera el calor del fluido condensado y el

rendimiento del ciclo. Este aporte de vapor al precalentador tendrá un caudal de 30.000

kg/h, extraídos del total que circula por la turbina.

° En el cuerpo final de la turbina el fluido en forma de mezcla es enviado al

condensador, donde se producirá la condensación del vapor en agua y la vuelta a

empezar del ciclo de vapor. El caudal que sale de la turbina de baja es igual a 130.000

kg/h.

Los valores de entrada a la turbina de baja son:

KKgKJsKgKJ

CTbarP

⋅=

==

/1668,7/ 5,3208=h

º37916

6

6

6

6



• Extracción del cuerpo medio de la Turbina de Baja

La extracción de vapor del cuerpo medio de la turbina se realiza a la siguiente presión y

temperatura:

CT

barPº175

3

11

11

==

Por lo tanto el vapor de extracción es un vapor sobrecalentado, y sus valores de entalpía y

entropía ideales se podrán obtener interpolando:

( )

( )160175160200

1276,73115,71276,7

;160175160200

3,27823,28653,2782

11

11

−⋅

−−

+=

−⋅

−−

+=

s

h s

h11s= KgKJ /48,2813

s11s= KKgKJ ⋅/1965,7


Para el cálculo de los valores reales, usamos de nuevo el valor del rendimiento

isentrópico.

;85.0611

611 =−−

=hhhh s

oIsentrópicη



;85,0

5,320848,28135,3208611611

−+=

−+=

ηhhhh s

h11=2743,77 KgKJ /

Para calcular la entropía real a la salida de la extracción de vapor de la turbina de baja,

interpolaremos el valor de entalpía obtenido con respecto a su superior e inferior:

( );3,27257,27433,27253,2728

9919,61276,79919,611 −⋅

−−

+=s

KKgKJs ⋅= /035,75 • Extracción final de la Turbina de Baja La extracción del fluido expandido en la turbina con dirección al condensador, se producira

en los siguientes valores de presión y temperatura:

CTbarPº5,41

08,0

7

7

==

Por lo tanto el fluido se encuentra en la zona de líquido saturado, con un contenido

porcentual en vapor que se hallará teniendo en cuenta la hipótesis ideal de expansión

isentrópica.

KKgKJss s ⋅== /1668,776

Con este valor de entropía calculamos el titulo o cantidad de vapor saturado existente en la

mezcla ideal (ver tabla 3-5).

( ) ( ) ;2287,815926,011668,7 xxxsxs vl ⋅+−⋅=⋅+−⋅=

x=0,8609



Este valor de titulo es bueno, ya que un valor superior a 0,1 a la salida de la turbina de baja

podría dañar los alabes de la turbina.

Conociendo este valor del título, obtenemos h7s.

( ) ;8609,02577)8609,01(88,17317 ⋅+−⋅=⋅+−⋅= xhxhh vls

h7s=2242,726 KgKJ /

Conocida la hipótesis inicial de rendimiento isentrópico en la turbina igual a 0,85, se

obtienen a continuación los valores de entalpía, entropía y titulo para la turbina real.

;85,0

50,3208726,224250,32086767

−+=

−+=

ηhhhh s

h7=2072,41 KgKJ /

( ) ( ) ;2577188,173141,20727 xxxhxhh vl ⋅+−⋅=⋅+−⋅==

79,0=x

( ) ( ) ;79,02287,879,015926,017 ⋅+−⋅=⋅+−⋅= xsxss vl

KKgKJs ⋅= /625,67

;85.067

67 =−−

=hhhh s

oIsentrópicη



3.3.4 Análisis del condensador El vapor expandido que sale de la turbina de baja entra en el condensador en los siguientes valores iniciales:

KKgKJsx

KgKJCT

barP

⋅==

==

/625,679,0

/ 2072,41=hº51,41

08,0

7

7

7

7

7

Después de pasar por los tubos del condensador, este vapor en forma de mezcla que

compone el fluido se condensará por completo, pasando a un estado de agua líquida por

completo, por lo tanto su contenido en vapor será 0, y sus datos de entalpía y entropía se

podrán obtener directamente de la tabla de líquido saturado (ver tabla 3-5).

KKgKJsx

KgKJ

⋅==

/5926,00

/173,88=h

8

8

8

3.3.5 Análisis de las Bombas de Condensado A la salida del condensador se sitúan las bombas de condensado, las cuales como se

explicará mas adelante, son dos bombas del 100% que aseguran el paso del agua saturada

hacia el precalentador y desgasificador, haciendo que por su efecto el agua pase del estado

de agua saturada a líquido comprimido. Para el cálculo del líquido comprimido se usarán

las ecuaciones de líquido ideal:

ρυ /PTCPTCh ∆+∆⋅=∆⋅+∆⋅=∆ (12)

KKgKJss s ⋅== /5926,098

Donde:



Δh: Incremento de entalpía

C: Calor específico.

ΔT: Incremento de temperatura.

υ: Volumen específico

ΔP: Incremento de presión

ρ: Densidad del líquido

Si suponemos adiabático este proceso de compresión, podremos hallar el valor de entalpía

ideal de las bombas de condensado:

CTbarP

CTbarP

º5,418

º5,4108,0

9

9

8

8

====

;ρPh ∆

=∆ (13)

h9s=174,672 KgKJ /

Teniendo en cuenta la hipótesis del 85% de rendimiento isentrópico en bombas y turbina

de la central, su entalpía real será:

−+=

−+=

85,088,173672,17488,17389

89 ηhh

hh s

h9=174,81 KgKJ /

3.3.6 Análisis del Precalentador Al precalentador llegan dos tipos de fluido claramente diferenciados: por un lado el vapor

de extracción que procede del cuerpo medio de la turbina, el cual viene con alto poder

calorífico y a una presión media, y por otro lado el fluido condensado y comprimido por

las bombas de condensado. Estos fluidos no se llegan a mezclarse aun en el precalentador,

únicamente intercambiarán calor, por lo tanto habrá que realizar dos volúmenes de control:



• Condensado

KgKJhCT

barP

/79,648º96,154

8

10

10

10

===

• Vapor de extracción

KgKJhCT

barP

/42,502º120

3

12

12

12

===

3.3.7 Análisis del Desgasificador Al desgasificador llegan tres flujos distintos de líquido: el vapor procedente del by pass de

la turbina de alta, el extraído en el cuerpo medio de la turbina de baja, y el de

condensación, y en el se mezclan para eliminar el contenido en oxigeno y otros gases que

puedan generar corrosión o erosiones en los componentes del ciclo, estos flujos se mezclan

cada uno a una presión y entalpía distinta para producir un conjunto en forma de líquido

saturado que se dirigirá a las bombas de agua de alimentación.

;12.

º

10.

º

5

º

13

ºhmhmhmhm extracvaporCondvaporbypass ⋅+⋅+⋅=⋅ (14)

Donde:

ºm : Caudal total de la instalación.

bypassmº

: Caudal de vapor de condensación.

Condvaporm .

º: Caudal de vapor de condensación.

extracvaporm .

º: Caudal de vapor de extracción.

Por lo tanto:



;77,52

42,50255,579,64888,384,259944,4413

⋅+⋅+⋅=h

KgKJh /18,94113 =

Para obtener el valor de la entropía habrá que ver que contenido de vapor tiene la mezcla

que se obtiene a la salida del desgasificador a la presión de salida del mismo, que será de 8

bares (ver tabla 3-5).

( ) ( ) ;2048111,721118,94113 xxxhxhh vl ⋅+−⋅=⋅+−⋅==

165,0=x

( ) ( ) ;6628,610462,2113 xxxsxss vl ⋅+−⋅=⋅+−⋅=

KKgKJs ⋅= /812,213

3.3.8 Análisis de las Bombas de Agua de Alimentación Las Bombas de Agua de Alimentación impulsan el fluido de nuevo para recorrer el ciclo

de potencia, sus valores de entrada son los siguientes:

165,0/812,2/18,941

º4,1708

13

13

13

13

=⋅=

===

xKKgKJs

kgKJhCT

barP

La bomba realiza una compresión adiabática y reversible en el caso ideal, que lleva al

fluido hasta la presión requerida a la entrada del precalentador del intercambiador de calor,

es decir a: 115 bares. Por lo tanto, sus valores de entalpía y entropía son los siguientes:

ρυ /PTCPTCh ∆+∆⋅=∆⋅+∆⋅=∆



;ρPh ∆

=∆

KgKJhKKgKJss

s

s

/88,951/812,2

1

113

=⋅==

Con la hipótesis del 85% de rendimiento isentrópico en bombas hallaremos sus valores

reales:

−+=

−+=

85,018,94188,95118,941131

131 ηhh

hh s

h1=953,768 KgKJ /

3.3.9 Análisis del intercambiador de calor Analizaremos el intercambiador de calor como si fuera un único volumen de control, ya

que los valores intermedios de presiones y temperaturas se pueden observar en la tabla 3-

6, y lo que realmente interesa es la entalpía del fluido a la entrada de la turbina para poder

calcular el rendimiento del ciclo. Por lo tanto los valores de entrada del fluido al

precalentador son:

KKgKJskgKJh

CTbarP

s ⋅====

/812,2/768,953

º247115

1

1

1

1

Después de pasar por las distintas etapas del intercambiador de calor, a la salida del

sobrecalentador el fluido se encuentra en forma de vapor sobrecalentado ha disminuido su

presión y aumentado su temperatura debido al intercambio de calor con el fluido térmico

HTF.

P4=100bar



T4=377ºC


Al no disponer del valor exacto de temperatura en las tablas habrá que interpolar para

hallar los valores buscados a la temperatura de salida del sobrecalentador.

( )

( );3603773604006,0060-6,21206,0060s

;3603773604002962,1-3096,51,9622h

4

4

−⋅

−+=

−⋅

−+=

h4= KgKJ /22,3019 s4= KKgKJ ⋅/09355,6

3.3.10 Calculo de potencias A continuación para los caudales supuestos inicialmente calculamos las diferentes

potencias térmicas y mecánicas que se obtienen en el circuito de agua-vapor.

skghkgm

skghkgm

skghkgm

skghkgm

skghkgm

extracvapor

condvapor

recal

bypass

/55,5/000.20

/88,38/000.140

/44,44/000.160

/33,8/000.30

/77,52/000.190

.

º

.

º

º

º

º

==

==

==

==

==



( ) ( ) MWhhmW AltaTurb 157,2240,259922,301977,5254

º

.

º=−⋅=−⋅= (15)

( ) ( ) MWhhmQ recalcalentador 071,2740,259950,320844,4456

º

Re

º=−⋅=−⋅= (16)

( ) ( );116.

º

76.

º

.

ºhhmhhmW extracvaporcondvaporBajaTurb −⋅+−⋅= (17)

( ) ( ) MWW BajaTurb 384,2441,20725,320855,577,27435,320888,38.

º=−⋅+−⋅=

( ) ( ) MWhhmQ condvaporrCondensado 814,7388,17341,207288,3887.

ºº=−⋅=−⋅= (18)

( ) ( ) KWhhmW condvaporCondBomba 158,3688,17381,17488,3889.

º

.

º=−⋅=−⋅= (19)

( ) ( ) MWhhmQ condvaporrecalentado 483,19672,14779.64888,38910.

º

1Pr

º=−⋅=−⋅= (20)

( ) ( ) MWhhmQ condvaporrecalentado 396,1277,274342,51255,51112.

º

2Pr

º−=−⋅=−⋅= (21)

( ) ( ) KWhhmW BombaAA 366,66488,94188,95177,52131

ºº=−⋅=−⋅= (22)

(23)

3.3.11 Calculo del rendimiento de la Turbina de Vapor

Una vez calculadas todas las potencias que intervienen en el ciclo, el rendimiento del

mismo viene dado por la siguiente igualdad:

∑∑∑ −

= º

..

ºº

CI

BombasTurbina

Q

WWη (24)

( ) ( ) 3199,0194831239627071109109

366,666158,362438422157=

+−++−+

=η

%32. =−VaporAguaCicloη

( ) ( ) MWhhmQ IC 109,10988,95122,301977,5214

ºº=−⋅=−⋅=



3.4 Diseño del alternador

El alternador de la central será de eje horizontal, ya que se situará en el eje de la turbina, de

tipo síncrono, al ser estos los más indicados para potencias superiores a 2MW, y con un

único par de polos, por lo tanto la velocidad de giro del mismo será:

;60p

fn ⋅= (25)

n=3000 rpm

Donde:

n: velocidad de giro del rotor.

f: frecuencia de la red.

p: numero de pares de polos.

Se ha elegido un nivel de tensión nominal igual a 11 kV, ya que para la potencia a la que

vamos a generar esta convenido utilizar esta tensión para evitar problemas con las

corrientes. Interesa generar a más alta tensión, ya que al reducir el valor de la corriente

generada, disminuirán las perdidas provocadas por efecto Joule en los equipos.

La potencia nominal de la central es de 50MW, y el factor de potencia escogido para hacer

que la central funcione correctamente es igual a: cosφ= 0,85

Por lo tanto el valor de la intensidad nominal del sistema se podrá calcular con la ecuación

de la potencia activa:

ϕcos3 ⋅⋅⋅= IUP (26)

Donde:

P: Potencia nominal de la planta.

U: Tensión nominal.

I: Corriente nominal



cosφ: factor de potencia.

85,0101131050 36 ⋅⋅⋅= Ixx

I=3,08 kA

La refrigeración del alternador se llevará a cabo a través de un circuito cerrado de H2, ya

que disipa mejor el calor, y es menos denso que el aire, que es el otro tipo de fluido que se

emplea para realizar intercambio de calor.

Con esta refrigeración por H2 habrá que tener cuidado en caso de fugas, ya que el contacto

del H2 con el aire genera una mezcla explosiva, por lo tanto habrá que evitar que entren en

contacto, para lo que se utilizará un sistema de sellado estanco al vacío.

El sistema de excitación será aquel que suministre la corriente al inductor, para ello se

utilizará un sistema de excitación indirecta, mediante el uso de diodos giratorios, sin

escobillas. El devanado trifásico de la excitatriz estará situado en el rotor, mientras que su

devanado inductor se situará en el estator.

La salida de corriente alterna de la excitatriz se convierte en corriente continua por medio

de tiristores acoplados al eje y que alimentan directamente el rotor, sin necesidad de anillos

ni escobillas, por lo tanto, la ventaja principal de este tipo de excitación será un menor

mantenimiento futuro del alternador, sin embargo en contraposición aumentará la longitud

del rotor, y disminuirá su velocidad de respuesta.



Figura 3-3: Esquema del alternador

El rendimiento habitual de los alternadores con refrigeración de H2 difícilmente bajará del

99%, por lo tanto el rendimiento del alternador de nuestra central será ese mismo.

%99=alternadorη

3.5 Producción eléctrica

3.5.1 Producción eléctrica solar

Con una superficie de espejos de 392.400 m2, un rendimiento de transformación solar-

térmica de un 54%, y un rendimiento del ciclo térmico-eléctrico del 32% podemos obtener,

a partir de la tabla de radiación normal directa de la NASA una previsión de la producción

eléctrica por meses y el total anual.

El siguiente punto, así como en los que le siguen, se recomienda complementar los

cálculos realizados con el seguimiento del Anexo 7, en el cual se han obtenido a partir de

las tablas de partida de la NASA, diferentes tablas de radiación que nos permitirán realizar

importantes cálculos para el dimensionamiento de la planta.



mesAlternadorVaporCsolarCespejosse diasSIP ⋅⋅⋅⋅⋅= ηηη .. (27)

Donde:

Pe: Potencia eléctrica generada.

Is: Radiación normal directa.

Sespejos: Superficie especular de la planta.

ηC.solar: Rendimiento del campo solar.

ηC.vapor: Rendimiento del ciclo de vapor.

ηAlternador :Rendimiento del alternador.

díasmes: días que tiene cada mes.

Tabla 3-9: Producción Eléctrica Mensual Estimada

Meses Rad.normal directa

⋅⋅diamhkW

2

Producción Electricidad (MWh)

Enero 4.08 8.490 Febrero 4.55 8.552 Marzo 6.16 12.818 Abril 6.67 13.432 Mayo 7.76 16.148 Junio 7.8 15.708 Julio 8.55 17.792 Agosto 7.67 15.961 Septiembre 7.10 14.298 Octubre 5.75 11.965 Noviembre 4.27 8.599 Diciembre 3.70 7.699 Media Anual 6.17 12.662 Total Anual - 151.462



3.5.2 Distribución horaria de la radiación solar Para el dimensionamiento de la central calculamos la distribución de la radiación a lo largo

de las 24 horas del día de la forma mas precisa posible.

En las tablas de la NASA. que se pueden observar en el Anexo 7, el dato de la distribución

horaria no está disponible para la Radiación Normal Directa, la que se utiliza en la

tecnología de colectores cilíndrico-parabólicos. En cambio si existen datos de distribución

trihoraria de Insolación sobre Superficie Horizontal.

La distribución horaria mensual de la radiación normal directa se ha realizado a partir del

desarrollo porcentual de estos datos trihorarios y su posterior extrapolación a los valores de

radiación normal directa para cada mes del año.

Su puede suponer que aunque los valores absolutos sean distintos, la distribución

porcentual trihoraria sea equivalente para la Radiación Normal Directa y la Insolación

sobre Superficie Horizontal.

Con los datos de la última tabla (Anexo 7) podemos calcular la potencia térmica

instantánea máxima obtenible en la central.

El valor máximo de la radiación solar, alcanzado al mediodía del mes de Julio es de 974

W/m2.

A partir de los datos de superficie de espejos (392.400) y el rendimiento del campo solar

(0,54) citados en los apartados anteriores, podemos calcular que la potencia térmica

máxima del campo diseñado es de:

espejossolarcsT SIP ⋅⋅= .η (28)

PT: Potencia térmica.

Is: Radiación normal directa.

Sespejos: Superficie especular de la planta.

ηC.solar: Rendimiento del campo solar.



MWtPT 386.20639240054,0974 =⋅⋅=

3.5.3 Potencia Eléctrica Nominal Una vez definida la potencia térmica máxima de la central, debemos seleccionar la

potencia eléctrica del ciclo de vapor.

La potencia eléctrica de la turbina será el producto de la potencia térmica máxima por el

rendimiento de la Turbina de Vapor (el 32% calculado), y por el rendimiento del

alternador, que siempre es del 99%, por lo tanto, la potencia eléctrica máxima será la

siguiente:

MWeP máxE 38,6539240099,032,054,0974 =⋅⋅⋅⋅=

Al ser esta potencia eléctrica máxima superior al límite de 50 MW establecido por el RD.

661, para centrales acogidas al Régimen Especial de producción, y no disponer de sistema

de almacenamiento de aceite térmico, para las horas del mediodía desde marzo hasta

septiembre el sistema de control del campo solar (FSC), cerrará tantos lazos como hagan

falta, disminuyendo de esta manera la superficie de captación de la planta, y por lo tanto la

potencia máxima generada en la misma.

El límite inferior de potencia eléctrica será el calculado para la radiación de medio día del

mes de diciembre, de manera que

MWeP máxE 21,4139240099,032,054,0614 =⋅⋅⋅⋅=

La central está diseñada para dar una potencia nominal de 50 MW, en las peores

condiciones, es decir en los meses de invierno, ya que como se ha comentado

anteriormente, en los meses en que la insolación es mayor, se podrá regular la potencia

generada mediante el cierre de lazos del campo, en nuestro caso la potencia eléctrica en el

mediodía del mes de diciembre es inferior a la nominal, por lo que habrá que suplir esta



carencia con la utilización de una caldera auxiliar. No tendría sentido elegir una turbina

inferior a 50MW ya que como se ha visto esa es la potencia nominal proporcionada en el

peor caso posible, con lo que si eligiéramos una turbina de potencia nominal inferior,

estaríamos infrautilizando la capacidad de generación de la planta termosolar durante la

mayor parte del año, además que una turbina menor supondrá un aumento de los costes de

operación y mantenimiento de la central, al estar mas tiempo funcionando, y una

disminución de los ingresos por menor precio del kWh. al haber minimizado la potencia

nominal.

3.5.4 Producción eléctrica con caldera auxiliar

El funcionamiento habitual de estas plantas consta de ciclos diarios de arranque/parada.

Con el fin de suplir las pérdidas durante los paros nocturnos, el vigente RD 436/2004

(modificado posteriormente por el RD 2351/2004) permite el uso de un combustible

auxiliar, en nuestro caso este combustible auxiliar será el Gas Natural.

El Gas Natural es el combustible elegido tanto por motivos ambientales (su combustión

genera menos CO2 que la del propano u otros combustibles líquidos), como económicos.

Si el régimen económico elegido, es la venta de energía eléctrica a tarifa regulada, esta

energía auxiliar solo puede utilizarse hasta un máximo de un 12% anual (RD 2351,

articulo 24.1 a).

Por el contrario si se elige el régimen de mercado, se podrá utilizar hasta un máximo de un

15% de combustible auxiliar, sobre el cómputo anual. (RD 2351, articulo 24.1 b).

Si consideramos que la energía térmica obtenida por este combustible se transfiere al

fluido de intercambio (aceite térmico), tendremos que una parte se destinara a compensar

perdidas de carga, pero el resto (hasta un máximo de un 15%) será energía adicional

aportada por la caldera auxiliar.

En nuestro caso suponemos que la parte de combustible auxiliar destinada a compensar

pérdidas o ausencias de radiación del campo solar será de la máxima que se nos permite:

un 15% de la producción eléctrica total, el cual se repartirá de la siguiente manera:



° Un 5% del total se quemará en días nublados para suplir la ausencia de radiación

directa suficiente en el campo solar.

° Otro 5% se usará para facilitar los arranques y paradas de la central, suministrando

energía térmica rápida al HTF, con lo que se consigue mejorar los tiempos de

respuesta.

° El último 5% se utilizará para las noches en las que sea necesario generar para cubrir

huecos en el horario punta de generación nacional.

Además de estos factores habrá que tener en cuenta el rendimiento de la caldera, que se

supondrá de un 90% (rendimiento habitual de calderas de gas). Por lo tanto existirá una

producción eléctrica adicional de 20.447MWh/año obtenidos a partir de la energía térmica

aportada por la caldera auxiliar.

MWhP adicionalE 37,447.20%90%15151.462 =⋅⋅= (29)

La aportación eléctrica máxima de la energía proveniente de la caldera será de 15,84 MWe,

ya que solo se nos permitirá quemar 50 MW, si se quisiera quemar mas de esa cantidad

necesitaríamos la autorización ambiental integrada, lo que supondría 2 años de tramites

administrativos, mientras que de la otra manera solo hará falta la declaración de impacto

ambiental. Este dato de aportación eléctrica se ha obtenido teniendo en cuenta los

rendimientos de la turbina de vapor (un 32%), y del alternador:

MWeP gasE 25,149,099,032,050 =⋅⋅⋅= (30)

Las características de diseño de las tres calderas son las siguientes:

Calderas de 20 MWt

Caldera de 10 MWt

Potencia neta (MWth)

20 10

Caudal de fluido térmico (kg/s) 157,3 78,6 Temperatura de diseño lado HTF (ºC) 410 410 Presión de diseño entrada (bar) 21 21 Presión de diseño salida (bar) 17,6 17,6

Tabla 3-10: Características de diseño de las calderas auxiliares



3.5.5 Producción eléctrica bruta total

Según lo visto en los apartados anteriores, la producción total de energía será:

Producción de energía (MWh anuales) Campo solar 151.462

Caldera auxiliar 20.447

PRODUCCIÓN BRUTA 171.909

Tabla 3-11: Producción eléctrica anual bruta ideal

En principio, la central se encontrará en funcionamiento todas las horas del año en que

haya sol. Por tanto, arrancará y parará todos los días, funcionando a cargas parciales

durante un buen número de horas al año.

Para la realización del estudio de disponibilidad de la planta, habrá que ver el grado de

carga porcentual que tendrá la misma anualmente, esto se realizará teniendo en cuenta el

valor de radiación directa para la cual se alcanzan los 50 MW de manera directa sin tener

que utilizar la caldera auxiliar, ya que si utilizásemos el valor máximo de radiación, este

valor haría que el grado de carga de la central fuera mas del 100%, y al generar con ese

valor de radiación se sobrepasarían los 50 MW de potencia nominal, y por lo tanto habría

que cerrar lazos.

MWeIP sE 5039240099,032,054,0 =⋅⋅⋅⋅=

2/838,744 mWI s =

En cuanto a los valores horarios que se han tomado para conocer las horas anuales de

funcionamiento, se ha realizado un año meteorológico tipo a partir de los datos aportados

por la estación meteorológica que posee el Instituto Nacional de Estadística en el

aeropuerto de Jerez.



Como ya se comento en el apartado dedicado a la descripción del emplazamiento, la

localidad de Trebujena, según el INE, posee unas 3.200 horas anuales de sol

aproximadamente, las cuales se repartirán de la siguiente manera.

Tabla 3-12: Horas de sol anuales y mensuales

Si se toma como dato de referencia el número de horas de sol existente en el año 2007, este

será de 3.209 Horas sol/año. Por lo tanto el grado de carga de la central es el siguiente (ver

Anexo 7).

Modo Grado de carga Horas/año 1 < 25 % 347 2 25% - 50% 491 3 50% - 75% 481 4 75% - 90% 414 5 90% - 100% 1476

Total: 3.209

Tabla 3-13: Grado de carga de la planta

Los datos trihorarios de la NASA con los que se ha llevado a cabo este estudio inducen al

error, ya que al realizar mediciones de la radiación directa incidente en periodos de tres

horas en tres horas, no tienen en cuenta el incremento o decrecimiento de horas de sol



dentro de un mismo mes, formando paquetes de radiación uniformes de 3 horas para todo

el mes, sin embargo gracias a los valores de horas de sol anuales obtenidos en la estación

meteorológica de Jerez se puede hacer una aproximación al grado de carga de la futura

planta de una manera mucho más certera.

Por lo tanto la central tendrá un funcionamiento aproximado de 3209 horas anuales, sin

embargo habrá que tener en cuenta las horas de parada para mantenimiento y las posibles

indisponibilidades que se produzcan a lo largo del año. Estas paradas por mantenimiento se

han estimado de un 5% de las horas anuales, mientras que las indisponibilidades como

puedan ser días lluviosos o días muy ventosos en los que no se podrá generar se ha

estimado que serán un 10% de las horas anuales, por lo tanto las horas de funcionamiento

real de la central serán las siguientes:

( )[ ];%103209%)53209(3209..º ⋅+⋅−=centralentofuncionamihorasN (31)

horascentralentofuncionamihorasN 65,2727..º =

La disponibilidad total de la central será la siguiente:

;..º..ºposiblesentofuncionamihorasNcentralentofuncionamihorasNidadDisponibil = (32)

%24,853200

65,2727==idadDisponibil

Si se tiene en cuenta este valor de disponibilidad de la planta, la producción de energía

generada variará, por lo tanto la producción de energía real estimada de la planta será de:

idadDisponibilPP TotalErealE ⋅= .. (33)

Producción de energía (MWh anuales) Campo solar 129.108

Caldera auxiliar 17.429

PRODUCCIÓN BRUTA 146.537

Tabla 3-14: Producción eléctrica anual bruta real a Mercado Libre



3.5.6 Autoconsumos de la planta

El consumo anual de las instalaciones auxiliares propias de la planta de generación se ha

estimado que ascenderá a un 11% respecto de la potencia bruta de la turbina de vapor.

Este valor es equivalente a los autoconsumos que se producen en otras plantas del mismo

tipo y potencia similar.

MWeMWeP osAutoconsum 5,5%1150 =⋅⋅= (34)

Los consumos superiores a 200kW serán conectados al embarrado de MT, mientras que los

inferiores se conectarán al de BT, o en caso de ser necesario al de servicios esenciales.

Alguno de los principales autoconsumos de la planta son los siguientes:

3.5.6.1 Embarrado de Alta Tensión

• Bombas de HTF: 1800kW900kW2 =⋅ .

• Bomba del sistema de refrigeración (BAR): 600kW .

• Bomba de agua de alimentación (BAA): 600kW .

• Planta de tratamiento de agua: 200kW.

• Estación de regulación y medida del gas (ERM): 200kW

MWeP MTosAutoconsum 4,3. =

3.5.6.2 Embarrado de Baja Tensión

• Campo Solar (Motores de desenfoque de las parábolas): 1,3MW

• Ventilador de tiro forzado de la torre de refrigeración: kW003150kW2 =⋅

• Bomba de condensado: 60kW

• Bomba de protección anticongelación del sistema HTF:100kW

• Calentador eléctricos del HTF: 10kW



• Bomba de circulación del sistema de merma: 7,5kW

• Compresor de aire: 45kW.

• Refrigeración del HTF: 5,5kW

• Alumbrado y fuerza: 50kW.

• Embarrado de tensión segura: 125kW

MWeP BTosAutoconsum 2. =

3.5.6.3 Embarrado de Servicios Auxiliares

El embarrado de servicios vitales tendrá unos autoconsumos aproximados de 125 kW.

kWeP SVosAutoconsum 125. =

3.5.6.4 Autoconsumos anuales

La potencia total estimada consumida por estos y otros autoconsumos anualmente será la

siguiente:

añoMWhPP anualosAutoconsum /10,119.16%11 =⋅= (35)

Producción de energía (MWh anuales)

Campo Solar 129.108

Caldera Auxiliar 17.429

PRODUCCIÓN BRUTA (PB) 146.537

Autoconsumos -16.119

PRODUCCIÓN NETA 130.418,23

Tabla 3-15: Producción eléctrica anual neta en el mercado libre



Para la opción de venta a Tarifa Regulada, el proceso de cálculo será el mismo, únicamente

habrá que tener en cuenta la menor producción de energía que se produce al poder generar

únicamente el 12% de la energía total mediante la caldera auxiliar.

MWhP adicionalE 66,943.13%90%12151.462 =⋅⋅= (36)

añoMWhPP anualosAutoconsum /61,735.15%11 =⋅=

Producción de energía (MWh anuales)

Campo Solar 129.108

Caldera Auxiliar 13.943

PRODUCCIÓN BRUTA (PB) 143.051

Autoconsumos -15.735

PRODUCCIÓN NETA 127.315,4

Tabla 3-16: Producción eléctrica anual neta a tarifa regulada

3.6 Resumen de diseño de la central

Para la radiación normal directa media anual de 6.17

⋅⋅diamhkW

2y con unos rendimientos

del 54% en la conversión de la radiación solar en energía térmica, del 32% para el ciclo de

agua vapor, y un 99% para el alternador, tenemos una producción media anual de

130.418,231 MWe.h/año. Los datos más importantes de diseño de la central se podrán ver

todos resumidos en la siguiente tabla (ver tabla 3-17):



Datos de generación

Área disponible 1.430.000 m2

Numero de colectores 480 uds.

Superficie de espejo por colector

817,5 m2

Superficie total de espejos

392.400 m2

Radiación normal directa media anual 6.17 kWh/m2día

Rendimiento Conversión Radiación-Energía térmica 54%

Rendimiento Ciclo de Potencia

32%

Rendimiento Alternador

99%

Rendimiento Total de la Central

17,1%

Potencia eléctrica nominal

50MWe

Horas anuales de funcionamiento

2727,65 horas/año

Producción eléctrica anual bruta

146.537 MWe/año

Producción electrica anual neta 130.418 MWe/año

Tabla 3-17: Datos estimados de generación del parque termosolar TREBUJENA I

3.7 Consumo de agua

Como se comenta al describir el sistema de aguas de la central, sus consumos son variados,

sin embargo todos estos consumos agrupados, tanto las purgas del calderín, como el agua

desmineralizada utilizada para la limpieza de espejos, y otro tipo de purgas o perdidas que

surjan en la central, supondrán únicamente un 3% del caudal total circulante dentro del

ciclo, por lo tanto el valor del agua de aporte es el siguiente:

sKgsKgmaporteagua

/583,1/77,52%3.

º=⋅= (37)



El consumo de agua total de la planta supondrá esta agua de aporte más el agua que se

almacena en una balsa de agua de almacenamiento, cuyo caudal es de 100.000m3 durante 3

meses, para garantizar el caudal ecológico mínimo del río:

;.

º

.

º

.

º

aporteaguavaporciclototalaguammm += (38)

( ) añomtrimestresmtotalagua

/544.4154000.10065,2727360010583,1 33

.

º=⋅+⋅⋅⋅= −

3.8 Aire comprimido

Para cubrir las demandas de aire comprimido del conjunto de la planta se dispondrá de una

unidad de compresión en la que se incluyen el aire de servicios y el aire de

instrumentación.

El aire de instrumentos es necesario para el funcionamiento de las diversas válvulas

actuadas neumáticamente y de la instrumentación de la planta, mientras que el aire de

servicios se empleará en usos diversos como el funcionamiento de herramientas

neumáticas, barrido y limpieza.

Ambos se suministran mediante dos compresores de tornillo rotativos con inyección de

aceite, del 100 % de capacidad cada uno.

El sistema de aire comprimido estará formado por:

• Motocompresores • Tanque pulmón • Prefiltros • Secadores para aire de instrumentos y aire de servicios. • Postfiltros • Separador agua/aceite

3.9Almacenamiento y distribución del N2

Se usará un sistema de nitrógeno para inertizar los diferentes componentes del circuito de

HTF y del sistema de generación de vapor, además de para purgar las tuberías del gas



natural. Para ello se incluirá en la planta una instalación de almacenamiento y producción

de N2 en las condiciones requeridas por el proceso. Este sistema estará formado,

básicamente, por:

• Depósito de almacenamiento criogénico del N2 líquido.

• Vaporizadores atmosféricos.

• Válvulas de control.

3.10 Estación de Regulación y Medida

Se dispondrá de una estación de regulación y medida para acondicionar el gas natural

requerido para el funcionamiento de las calderas de gas del sistema de fluido térmico y de

la caldera auxiliar a instalar en la isla de potencia.

La estación contendrá:

• Un grupo de regulación, con dos líneas de filtraje y de regulación en paralelo.

• Grupo de medida.

3.11 Sistema eléctrico

La instalación eléctrica comprenderá equipos tanto de alta como de media y baja tensión

que se describirán a continuación. Como se comento en el apartado dedicado a la

presentación del proyecto, no se construirá una subestación a la salida de la central, sino

que a través de unas barras de fase aislada, se llevará la corriente a 3,08 kA desde el

generador de la central hacia un transformador elevador de núcleo trifásico, cuya relación

de transformación será: 11/220 kV, y que conectará con una línea de transporte gestionada

por REE, que enlazará la central con la cercana subestación de Lebrija (Sevilla).

La interconexión de la línea que sale del transformador elevador con el embarrado de

llegada de dicha subestación se efectuará por medio de una línea aérea de 3 km de longitud

con un conductor de aluminio acero tipo Condor, de sección: 455 mm2, y un único

interruptor automático, situado en la subestación de 220 kV.



Además de este transformador elevador, se usarán dos transformadores auxiliares más, con

los cuales se alimentará a los servicios auxiliares de la central.

El sistema de refrigeración que se utilizará en el transformador de potencia es del tipo

ONAN/ONAF, es decir, refrigeración a partir de la circulación forzada de aire con

radiadores y ventiladores. La refrigeración se producirá en caso de así quererse, mediante

la circulación forzada de aire a través de los radiadores, este sistema de refrigeración

también servirá de protección para rebajar las altas temperaturas que alcanza el aceite. El

transformador también dispondrá de sistema de regulación de tensión en vacío y potencia

entre 50/65 MVA, dependiendo si entra a funcionar la ventilación forzada o no.

El alternador irá montado sobre una bancada común con la turbina, y dentro de la sala de

turbina. El transformador se ubicará en el recinto de la planta de generación, en un espacio

adecuado a tal efecto.

El esquema del diagrama unifilar de la central es el de un monoeje, al tratarse de un único

grupo, en el cual existirá una máxima de redundancia, y duplicidad de equipos para

asegurar esa redundancia en la planta. El diagrama unifilar de la central se podrá observar

en el Anexo 7 del proyecto.

3.11.1 Equipos de Alta tensión En principio como ya se comento en el punto dedicado al diseño del alternador, el

alternador de la turbina de vapor generará electricidad a 11 kV de tensión nominal.

La conexión con el transformador de potencia se realizará a través de unas líneas de fase

aislada, y unas celdas de 11 kV, que constan de los siguientes elementos:

• Interruptores automáticos extraíbles de SF6, con mando eléctrico por motor cierre y

apertura local remoto.

• Seccionador de p.a.t.

• Transformadores de tensión e intensidad para protección y medida.

• Relés de protección.



Las aplicaciones a las que se dedicarán estas celdas serán las siguientes:

• Salida del grupo (el interruptor automático).

• Medida (el trafo de tensión).

• Alimentación de los servicios Auxiliares del campo solar y del ciclo de potencia.

• Salida para la conexión con el transformador de potencia.

La tensión mas elevada a la que se encontrarán estas celdas es a 12kV, según el artículo 2

del R.L.A.T. y su composición es la siguiente:

° Celda de entrada de línea: con 1 seccionador tripolar en carga (89TP), y un seccionador

de puesta a tierra, el seccionador tendrá apertura y cierre simultáneo de los tres polos,

con posición abierta visible, además ha de tener un sistema de enclavamiento mecánico

y detectores de presencia de tensión (mediante pilotos señalizadores), alojamientos

para cables y barras de interconexión.

° Celda de medida con 3 transformadores de tensión y tres transformadores de

intensidad.

° Celda de Protección y sincronismo de alternador con interruptor seccionador, con

bobinas de cierre, disparo y mínima tensión, con contactos auxiliares de posición y

detectores de presencia de tensión y barras de interconexión. Además esta celda de

protección ha de estar equipada con tres transformadores de intensidad para protección.

° Celda de seccionamiento del trafo de servicios auxiliares, estará compuesta por un

grupo con 1 seccionador tripolar en carga con puesta a tierra, con mandos y bobinas de

cierre y disparo, enclavamientos mecánicos y detectores de presencia de tensión.

El transformador de potencia se ubicará en el parque de intemperie de la central.

Para la alimentación de los servicios auxiliares de la planta se han considerado dos

transformadores de S.S.A.A. con regulación: 11 kV / 6 kV.



3.11.2 Servicios auxiliares

Los servicios auxiliares de la central, van a ser alimentados a través del secundario de los

dos transformadores de servicios auxiliares con una relación de transformación es de: 11

kV / 6 kV. Así que la tensión de alimentación de éstos será de 6 kV.

Al embarrado de servicios auxiliares se conectarán los siguientes elementos:

• Bombas de agua de alimentación (BAA).

• Bombas de refrigeración principal (BRP).

• Bombas de HTF.

• Sistema de excitación.

• Estación de regulación y medida del gas (ERM).

En una sala preparada para tal fin, se instalarán las siguientes celdas a una tensión máxima

de 7,2kV:

° Celda de entrada 7,2 kV: con un interruptor automático encapsulado en SF6, con

bobinas de cierre y disparo, contactos auxiliares de posición y detectores de presencia

de tensión. Un seccionador de puesta a tierra, con enclavamientos mecánicos. Esta

celda contará además con tres transformadores de tensión y tres transformadores de

intensidad para medida y protección.

° Celda de medida 7,2 kV: con 3 transformadores de tensión para medida, protección y

sincronismo.

° Celdas de Protección 7,2 kV: para los transformadores de servicios auxiliares, con 1

interruptor automático encapsulado en SF6, con bobinas de cierre y disparo, contactos

auxiliares de posición y detectores de presencia de tensión. Un seccionador de puesta a

tierra, con enclavamientos mecánicos. Estas celdas contarán además con tres

transformadores de intensidad para medida y protección.

° Celdas de Protección 7,2 kV: de motores de las Bombas de Alimentación al

intercambiador de calor, con 1 interruptor automático encapsulado en SF6, con

bobinas de cierre y disparo, contactos auxiliares de posición y detectores de presencia



de tensión. Un seccionador de puesta a tierra, con enclavamientos mecánicos. Estas

celdas contarán además con tres transformadores de intensidad para medida y

protección.

° Celdas de Protección 7,2 kV: de motores de las bombas de HTF, con 1 interruptor

automático encapsulado en SF6, con bobinas de cierre y disparo, contactos auxiliares

de posición y detectores de presencia de tensión. Un seccionador de puesta a tierra, con

enclavamientos mecánicos. Estas celdas contarán además con tres transformadores de

intensidad para medida y protección.

Los distintos tipos de protección de los servicios auxiliares son:

• Protección contra carga desequilibrada (46)

• Protección de sobreintensidad con característica de tiempo inverso (51)

• Protección de sobreintensidad instantánea (50)

• Protección contra sobretemperatura (49)

Al embarrado de Servicios Auxiliares se conectarán dos Grupos Diesel de Emergencia de 1

MW cada uno de potencia para cumplir el criterio de redundancia en la instalación, esta

conexión se realizará en MT, en vez de en BT como suele ser común, ya que en caso de

producirse un fallo en la central, el FSC del campo podrá desenfocar las parábolas para

evitar que se siga calentando el aceite (esto se realizará en BT, gracias a la energización de

los trafos de distribución), y además se podrá llevar el HTF hasta los tanque de rebose, al

estar en funcionamiento las bombas de HTF conectadas a MT, ya que si el aceite

sobrepasará los 400ºC de temperatura podrían explotar las tuberías que lo contienen

creándose así un grave incidente en la planta termosolar.

3.11.3 Equipos de baja tensión La alimentación a los servicios auxiliares del campo solar y del ciclo de potencia se lleva a

cabo por medio de los dos transformadores de servicios auxiliares antes citados, mientras

que la alimentación en baja tensión se llevará a cabo mediante el secundario de dos

transformadores de distribución con relación de distribución: 6kV / 400 V, los embarrados



de servicios esenciales se alimentarán mediante otros dos trafos de distribución, con

relación de transformación de 400V / 230V

Las salidas a considerar en baja tensión son las siguientes:

• Motores.

• Motores de desenfoque de las parábolas

• CCM’s (centro de control de motores).

• Ventiladores de la torre de refrigeración.

• Bombas de condensado.

• Ventiladores de refrigeración del HTF.

• Bombas del sistema de merma.

• Bombas del sistema de recuperación

• Calentador del HTF.

• Planta de tratamiento de agua.

• Desaladora.

• Desmineralizadora.

• Bombas Jockey.

• Cargador de la batería de 110 V c.c.

• Alumbrado general y fuerza.

• S.A.I.

• Aire comprimido (6bar).

• Sistema contra incendios.

• Sistema de alimentaciones seguras CA/CC: protecciones, control de celdas y DCS

(sistema de control distribuido).

• Servicios Esenciales de la planta: PLC’s, solenoides de apertura de interruptores y

electroválvulas.

En un recinto preparado a tal efecto se instalarán 5 cuadros de distribución a motores en

Baja tensión para alimentación a los consumos de la planta de generación:

Dichos cuadros se nombrarán CCM1, CCM2, CCM3, CCM4 y CCM5. Los embarrados de

estos cuadros serán de intensidad nominal 4kA / 80 kA.



También se incluyen en el sistema de Baja Tensión los cableados de Baja Tensión y

Control.

° Los cableados de potencia en Baja Tensión se ejecutarán en cobre con cable de sección

adecuada a cada caso, aislamiento 1000 V y acorde al Reglamento de Baja Tensión

en cuanto a características de resistencia mecánica y térmica, emisión de gases y

clasificación de zonas de trabajo.

° Los cableados de control se ejecutarán igualmente en cobre siendo sus características

adecuadas al tipo de señal a transmitir (cables sin apantallar aislamiento 1000 V para

señales T/N y cables apantallados aislamiento 1000V para señales analógicas de baja

intensidad).

3.11.4 Equipos de corriente continua

Se ha considerado incluir un sistema de SAI completo compuesto por: batería, cargador y

distribución para alimentar todos los servicios necesarios, que como se comento en el

anterior apartado, serán: las distintas protecciones de la planta, el control de las celdas de

MT, y el DCS o sistema de control distribuido.

El conjunto incluirá:

• 2 baterías de 110 V c.c. (Según normas del CEI).

• 2 cargadores.

• 2 armarios de distribución, para alimentación de Planta.

Este sistema de SAI se utilizará también en caso de fallo para alimentar todos aquellos

servicios críticos que sean alimentados en corriente alterna a 50 Hz, hasta que este servicio

sea suplido por los GDE. Este SAI tendrá una autonomía de 5 horas aproximadamente.

3.11.5 Transformadores de la instalación

En recintos preparados a tal efecto en la central, se dispondrán los siguientes

transformadores:



° Un transformador de potencia, que elevará la tensión de generación hasta la tensión de

interconexión con la red de REE.

Utilizando los valores conocidos de potencia activa, tensión nominal y factor de potencia

del generador, así como el valor calculado de la corriente de línea nominal, calcularemos el

valor de la potencia asignada en este transformador.

ϕcos3 ⋅⋅⋅= LL IUP (39)

85,011350 ⋅⋅⋅= LIkVMW ;

kAIL 087,3=

kAkVIUS LL 087,31133 ⋅⋅=⋅⋅= ; (40)

MVAS 82,58=

Su corriente de línea por el primario será:

2011220'

'====

kVkV

II

UUrt ; (41)

AkAI L 35,15420/087,3 ==



Tabla 3-18: Transformador elevador.

° Un transformador reductor (trafo de S.S.A.A.) desde tensión de generación a tensión de

distribución, para alimentar los servicios auxiliares de media tensión de la planta.

La potencia existente en el embarrado de MT será la necesaria para alimentar los Servicios

Auxiliares de la planta, es decir: 5,525 MW.

Sus valores de corriente por el primario y el secundario, así como su potencia asignada

serán los siguientes:

ϕcos3 ⋅⋅⋅= LL IUP

85,0113525,5 ⋅⋅⋅= LIkVMW ;

AI L 18,324=

AkVIUS LL 18,3241133 ⋅⋅=⋅⋅= ;

MVAS 17,6=



83,16

11''

====kVkV

II

UUrt

AAI L 25,59383,118,324' =⋅=

Transformador S.S.A.A. 11kV / 6 kV

Tipo de servicio Continuo

Refrigerante Aceite Mineral

Tipo de refrigeración ONAN/ONAF

Potencia asignada 5 - 7 MVA

Tensión Primaria 11 +2,5% ± 5%± 7,5% kV

Tensión Secundaria 6 kV

Frecuencia 50 Hz

Grupo de conexión Dyn11

Tabla 3-19: Transformador de S.S.A.A.

° Cuatro transformadores de distribución, dos de ellos necesarios para el funcionamiento

de las distintas instalaciones de BT del sistema de potencia: alumbrado y fuerza,

circuitos de baja tensión de la turbina de vapor, del ciclo de HTF, y B.O.P. (balance of

plant). Y los otros dos para el funcionamiento del embarrado de tensión segura a 400

V también.


85,0634

125,2⋅⋅⋅= LIkVMW ;

AI L 14,60=

AkVIUS LL 14,60633 ⋅⋅=⋅⋅= ;

kVAS 625= ;



El valor normalizado de potencia mas próximo es 630 kVA, por lo tanto la potencia de los

transformadores de distribución será de 630 kVA.

154006'

'====

VkV

II

UUrt

AAI L 1,9021514,60' =⋅=

Transformadores Distribución. 6kV / 400V


Refrigerante Aire

Tipo de refrigeración AN

Potencia asignada 630kVA

Tensión Primaria 6 +2,5% ± 5%± 7,5% kV

Tensión Secundaria 400 V

Frecuencia 50 Hz


Tabla 3-20: Transformador de distribución

Por último dos transformadores que darán servicio al embarrado de tensión segura de la

planta.


85,040032

125⋅⋅⋅= LIVkW ;

AI L 1,106=

AVIUS LL 1,10640033 ⋅⋅=⋅⋅= ;



kVAkVAS 7553,73 ≈=

74,1230400'

'====

VV

II

UUrt

AAI L 66,18474,11,106' =⋅=

Transformador S.S.E.E. 400V / 230V


Refrigerante Aire

Tipo de refrigeración AN

Potencia asignada 75kVA

Tensión Primaria 400 V

Tensión Secundaria 230 V

Frecuencia 50 Hz


. Tabla 3-21: Transformador de S.S.E.E.

3.11.6 Canalizaciones y cables

Los distintos conductores de la instalación irán tendidos por zanjas bajo tubo, y en

bandejas metálicas de diferentes tamaños según zonas.

Las interconexiones en MT entre las celdas y los distintos transformadores de la planta se

realizarán con cable seco de Al de 12 / 20 kV.

Los cables de fuerza de BT serán como se comento anteriormente de 0,6 / 1 kV.

3.11.7 Instalación de alumbrado y fuerza



Se prevé una instalación de alumbrado en el edificio de la planta mediante luminarias de

empotrar para las zonas donde exista falso techo, y suspendidas donde no lo haya. En la

sala de turbinas se utilizarán luminarias de tipo industrial.

En el exterior del edificio se dispondrán luminarias de alumbrado público.

El alumbrado de emergencia se realizará con equipos autónomos de diferentes tipos según

la zona y superficie a cubrir.

Para las tomas de corriente, se prevé la instalación de conjuntos de tomas de corrientes de

distintas intensidades en las zonas industriales, y de tomas convencionales en los locales de

las oficinas

3.11.8 Protecciones del generador

Las protecciones que dispondrá el generador, se clasifican en dos tipos, protecciones contra

faltas internas y protecciones contra faltas externas.

Los tipos de relés de protección contra faltas internas son los siguientes:

• Faltas a tierra del estator (64G)

• Cortocircuito entre fases (87G)

• Faltas a tierra en el rotor. (64R)

• Pérdida de excitación (40)

Los tipos de relés de protección contra faltas externas son los siguientes:

• Sobreintensidad en el estator (51)

• Sobrecargas en el estator (49)

• Desequilibrio de carga en el estator (46)

• Potencia inversa o retorno de energía (32)



• Sobretensión en el estator (59)

• Pérdida de sincronismo (78)

• Variaciones de frecuencia (84)

• Protección contra el fallo del interruptor (50BF)

• Falta a tierra en el estator (64G)

3.11.9 Protecciones del transformador de potencia Las protecciones de las que dispone el transformador se clasifican en protecciones propias

del transformador y protecciones externas. Las propias del transformador están basadas en

accesorios del propio trafo, y únicamente detectarán problemas del transformador. Son las

siguientes:

• Dispositivo de regulación (90)

• Relé Bucholz (63B)

• Relé Bucholz-Jansen (63-BJ)

• Termómetro (26-1)

• Termostato (26-2)

• Imagen térmica (49)

Las protecciones externas, todos relés externos, serán los siguientes:

• Relé instantáneo de sobreintensidad (50)

• Relé de sobreintensidad y tiempo c.a (51)

• Relé de sobretensión c.a (59)

• Relé de disparo (86)

• Relé de protección diferencial (87)

3.11.10 Red de tierras Se ejecutará una red de tierras a la que se conectarán los puntos de tierra de los diferentes

equipos de la planta así como las estructuras o soportes metálicos de la misma.



La puesta a tierra de la planta deberá cumplir las instrucciones técnicas complementarias

del MIE-RAT 013, del “Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad

en centrales eléctricas, subestaciones y centros de transformación”.

La planta de generación dispondrá de un único sistema de tierras (tierra de protección) a

efectos de eliminación del riesgo derivado de tensiones de paso y contacto excesivas tras

una falta a tierra en el sistema de Alta Tensión.

Para ello todos los mallazos de las salas, estructura metálica de edificios y otros elementos

metálicos accesibles como colectores cilindrico parabólicos, escaleras, racks, etc, se

interconectarán mediante cable de cobre de sección adecuada a la falta a tierra máxima

para un tiempo de despeje considerado de 0,5 s. la resistencia de la puesta a tierra de

protección será inferior a 10Ω.

El neutro del transformador de potencia 11/220 kV en conexión YNd11 se conectará rígido

a tierra de protección a fin de detectar faltas en la línea de interconexión con la subestación

de REE y participar en su protección.

El neutro de los trafos de servicios auxiliares en conexión Dyn11 se conectará a tierra de

protección a través de una resistencia limitadora a fin de limitar los daños en los

consumidores AT ante una falta a tierra.

Los neutros de los transformadores de distribución así como el neutro del trafo de servicios

esenciales se separarán de la tierra de protección a fin de evitar transferencia de tensiones

peligrosas al sistema 400 V en caso de falta a tierra en el sistema AT. La resistencia de

cada una de las puestas a tierra de neutro será inferior a 10 Ω.

Las puestas a tierra se ejecutarán mediante cable de cobre desnudo (tierra de protección) ó

aislado (tierras de neutros) de sección adecuada a la máxima intensidad a tierra existente y

picas de acero recubierto con película de cobre, de longitud 2 m. (al tratarse de un terreno

pantanoso en una zona cálida, la resistividad del terreno será muy baja ρ< 20Ώ/m) y

diámetro 14 mm.



Cada uno de los sistemas de tierras contará con arqueta de registro y caja de

seccionamiento para su verificación.

3.11.11 DCS y equipos de Teledisparo y Telecontrol ° El equipo de teledisparo evitará que el autoproductor quede acoplado a la red cuando

en ella se produzca la apertura del interruptor de línea en la subestación.

° El equipo de telecontrol enviará información a la compañía eléctrica a través de su

centro de control de determinados estados y medidas eléctricas de la planta.

Para supervisar y operar la Planta Termosolar, se instalará un Sistema de Control

Distribuido (DCS) en la sala de control central.

Este sistema controlará directamente el B.O.P. (Torres de Refrigeración, Aire

Comprimido, etc.) e integrará los controladores suministrados por otros (Turbina de Vapor,

HTF, Campo Solar), lo que permitirá la operación y la supervisión de toda la instalación

desde las consolas de operación del DCS. Con este mismo fin, el DCS se comunicará con

el resto de PLCs que se instalen (Planta Tratamiento de Agua, Dosificación Química, etc.).

La comunicación entre los distintos controladores se realizará mediante un Bus redundante,

basado en Ethernet TCP/IP.

3.11.12 Equipos de medida comercial para telemedida de la Cia. Eléctrica Se dispondrá de dos equipos de medida: principal y redundante de acuerdo con lo

establecido en la Orden del Ministerio de Industria y Energía del 12/4/99 que se ubicarán

en un armario de medida que cumplirá los requisitos exigidos por la compañía eléctrica, así

mismo se deberá disponer en ese mismo armario de un rack de telemedida de la compañía

eléctrica.



3.12 Estudio económico

3.12.1 Introducción En este apartado se llevará a cabo la descripción del modelo económico del proyecto. Para

ello se realizará una evaluación de la inversión, desglosando y describiendo los diversos

conceptos de los que consta. Es igualmente necesario realizar un presupuesto en el que se

identifiquen los ingresos y costes, y definir el movimiento de fondos o flujos monetarios

del proyecto.

Es necesario establecer dos clases de costes en una central eléctrica:

° Gran parte del dinero gastado por el propietario de una central eléctrica se destinará al

apartado de bienes y servicios consumidos poco después de la adquisición. Esta

categoría incluye salarios, suministros para la operación y el mantenimiento, y

combustible. Estos gastos estarán cubiertos por los ingresos.

° Otros gastos en los que se incurrirá se deben a equipos cuya utilidad es duradera y que

producirán ingresos en el futuro; el dinero empleado para construir una central eléctrica

es un ejemplo, los gastos de esta naturaleza no son pagados directamente por los

ingresos, esto es debido a que los ingresos actuales rara vez son suficientes para cubrir

grandes inversiones de capital, además los equipos están diseñados para proporcionar

servicio a largo plazo.

Los costes totales de la generación de energía representan la suma de los costes fijos,

costes de combustible para la caldera auxiliar, costes de personal y costes de operación y

mantenimiento. Los costes fijos están asociados con el capital invertido, mientras que los

costes de combustible, personal y operación y mantenimiento están considerados como

gastos.

Los costes de capital se convierten en costes anuales al calcular los costes fijos de la planta

y los equipos.



Los costes fijos son aquellos costes incurridos durantes cada año de operación de la central

independientemente de la energía producida. En los costes fijos están incluidos todos

aquellos gastos proporcionales al capital invertido en la central, por ejemplo la

depreciación, el retorno sobre la inversión, las pólizas de seguros, y los impuestos.

Algunos elementos de los costes fijos, como la depreciación, son gastos de contabilidad

que no suponen una reducción de efectivo durante el periodo de operación. Otros

elementos de los costes fijos como pólizas de seguros o impuestos, representan unos costes

anuales que son directamente proporcionales a parte o totalidad de la inversión inicial. El

retorno sobre la inversión y los impuestos asociados con este retorno representan gran

parte de los costes fijos anuales. También hay una partida incluida para cubrir gastos

imprevistos, que cubre la sustitución temporal de equipos antes del fin de vida de la

central. No están incluidos como costes fijos anuales, aquellos costes constantes como

seguros de accidentes o gastos de personal de la central, ya que estos no tienen relación

directa con la inversión de la central y son relativamente independientes de la energía

producida.

3.12.2 Inversión del proyecto

Como se ha mencionado, a la hora de realizar cualquier estudio económico, uno de los

primeros conceptos que se debe analizar es el concepto de inversión, es decir la aplicación

de determinados fondos para la adquisición de los activos necesarios para poner en

ejecución y producción el proyecto. Será necesario estimar o valorar esos fondos que

constituyen la inversión, y que comprenderá tanto activo fijo como circulante.

La inversión ha sido desglosada en las siguientes partidas para su estudio:

• Desarrollo del proyecto, licencias de propiedad de terrenos y contratos.

• Obra civil.

• Campo solar.

• Isla de potencia (Power Block).

• Sistema de aceite térmico HTF

• BOP. y sistemas comunes.

• Instalación eléctrica.



• Supervisión y puesta en marcha.

• Seguros y comisiones de la instalación.

• Dirección del proyecto.

El presupuesto de estas partidas esta basado en ofertas reales existentes en el mercado,

tomando como ejemplo proyectos de la misma envergadura en construcción en la

actualidad, y que por razones de confidencialidad no se podrá decir la fuente de la que

proceden.

Coste de la Inversión

Partidas Precio (k€) Desarrollo del proyecto, licencias y contratos. 8.800 k€

Obra civil. 55.000 k€

Campo solar. 115.000 k€ Isla de potencia (Power Block). 32.000 k€ Sistema de aceite térmico HTF 36.500 k€

BOP y sistemas comunes. 24.900 k€

Instalación eléctrica. 8.000 k€

Integración 4.500 k€

Seguros de la construcción y comisiones de la instalación. 2.600 k€ Dirección del proyecto 4.400 k€

Total 291.700 k€

Tabla 3-22: Inversión del Proyecto

Como se puede observar, las dos inversiones más fuertes a las que se tiene que hacer frente

serán las correspondientes a los apartados de obra civil, y campo solar.



La inversión en el apartado de obra civil es bastante mas elevada que la que se produce

habitualmente en la construcción de centrales térmicas convencionales o ciclos

combinados en las que suele constituir de un 10% a un 14% aproximadamente de la

inversión inicial, mientras que en el caso que nos ocupa esa cifra se eleva hasta el 19% de

la inversión inicial. Esto es debido a la manera de generar energía que se propone con esta

tecnología, que conlleva la ocupación de una amplia extensión de terreno con CCP’s, que

aprovecharán la radiación solar para convertir esta radiación en electricidad tras pasar por

un ciclo termodinámico, por lo que si bien aumenta la inversión en el apartado de obra

civil, al tener que situar 5760 pilotes de hormigón a 40 m de profundidad, posteriormente

esta inversión será menor que en otras centrales térmicas en el concepto de compra de

combustible, ya que en las plantas termosolares, a excepción del aporte de combustible que

se produce en la caldera auxiliar de GN, el resto de energía será producida sin coste

ninguno para la empresa generadora.

En la inversión realizada en la isla de potencia, el 50% de la misma estará destinada a la

fabricación y puesta en marcha de la turbina de vapor, correspondiendo el restante 50% a

gastos en bombas, tuberías, válvulas, sistemas de aguas, torre de refrigeración (5%),

precalentadores de condensado, PTA (7,2%), etc.

La partida destinada a la instalación eléctrica de la central supondrá aproximadamente un

3% de la inversión total, teniendo en cuenta en ella los distintos transformadores de los que

consta la instalación, los embarrados, las celdas, cuadros de distribución, cables y

protecciones.

Dentro de la partida de HTF, aproximadamente un 12,5% del total, se ha incluido el

intercambiador de calor de la instalación, con sus tres etapas, mas la de recalentamiento,

los sistemas de rebose, las tuberías, válvulas y bombas de las que consta la instalación,

además de la caldera auxiliar de GN.

La partida de BOP consta de los gastos procedentes de la conexión del agua del río con la

central, el sistema de aguas residuales, el sistema de nitrógeno, el sistema antiincendios, el

de aire comprimido, la planta de acondicionamiento del GN, el sistema de vigilancia del

perímetro, el de aire acondicionado, etc.



Integración: Se refiere a la Ingeniería de Integración. Es la partida dedicada a pagar a la

empresa de ingeniería que recopila todos los planos de todos los subcontratistas y los

integra en un mismo formato. Así se obtienen todas las disposiciones generales (lay-out),

unifilares eléctricos, diagramas de proceso, arquitectura de control, etc.

La partida dedicada a dirección del proyecto es el pago por los servicios de dirección de

proyecto, a todo el personal que se incorporará a la contrata principal que construya la

planta durante la fase de construcción y que luego se quedará en la fase de explotación

(operadores, jefes de turno, jefe de mantenimiento, administrativos…). De aquí se pagarán

también los cursos de formación del personal, los coches necesarios, impresoras, plotters,

casetas de obra, además en esta partida se encontrará presupuestada la energía de obra,

grupos electrógenos, comunicaciones (Radioenlaces), agua de red… etc. Se construirá en

unos terrenos cuyo pueblo más cercano (Trebujena) está a 4 km. Y no hay nada alrededor.

Por lo tanto esta partida servirá para montar toda la infraestructura temporal que dará

servicio a 300 empleados durante los 2 años de construcción de la planta.

La partida de repuestos que también se supone del alcance de este proyecto, es realmente la

única que se podrá calificar como capital circulante dentro de la inversión. No se ha

indicado en la lista de partidas de la tabla 3-22, pero su valor se ha estimado en un 2% de

la inversión total, por lo tanto será de: 5.834.000 €.

Por último será necesario tener en cuenta una partida de la inversión para imprevistos o

contingencias. Esto es debido a una definición cuantitativa incompleta de los conceptos

que incluyen la inversión del proyecto, por lo que en previsión de posibles errores se ha

tenido en cuenta esta partida, y se ha estimado un valor de un 1% de la inversión total. Por

lo tanto esta última partida tendrá un coste de: 2.917.000€.

El concepto de ingeniería y gestión del proyecto esta incluido en los costes de las distintas

partidas.

Si se suman todos los conceptos anteriormente detallados, se llega a la conclusión de que la

inversión final de la planta es de: 300.451.000€, que representa la cantidad necesaria para

acometer este proyecto.



3.12.3 Evaluación de ingresos y gastos En proyectos de esta envergadura el estudio económico se condiciona principalmente por

la elevada inversión inicial, estudiada en el apartado anterior, y por la diferencia entre los

ingresos por la venta de la energía generada, y los gastos derivados del uso del combustible

auxiliar (GN), y el mantenimiento general de la planta.

Todo proyecto a lo largo de su vida útil, proporcionará unos ingresos a costa de incurrir en

determinados gastos, y esa diferencia entre ingresos y gastos estimada por periodicidad

anual constituye el flujo de caja (cash flow) previsto durante los distintos años de duración

del proyecto. En el año cero del proyecto (año en el que se realiza la inversión inicial)

existe un desembolso que equivale a 288.146.940 €, para el estudio económico se

considerará que en los dos primeros años se construye la central, y a partir de ahí ya habrá

ingresos por venta de energía.

A partir del primer año de operación de la planta, y durante toda su vida útil (20 años), se

considerarán una serie de factores con el objetivo de obtener el flujo de caja de nuestro

proyecto. Entre dichos factores se encuentran los siguientes costes:

3.12.4 Costes Incluiremos en el apartado de costes los costes de obtención del combustible para la

caldera auxiliar de GN, los costes de operación y mantenimiento, costes de personal y

gastos financieros.

OMioscombelectkWh CCCC ++= var/ (42)

Para calcular el incremento de costes en los próximos 25 años se ha supuesto un

incremento del IPC de un 2,5% fijo anual, y una subida de los precios del combustible

auxiliar del 3% fijo anual.



3.12.4.1 Coste del combustible auxiliar:

Según se indico en el apartado 4.5.4 el RD 2351/2004 permite la utilización de un

combustible auxiliar con el fin de suplir las pérdidas térmicas, en paros nocturnos o de

irregularidades en la radiación solar, etc.

Como ya se ha comentado anteriormente no hay disponibilidad de gas canalizado en el

emplazamiento, por lo que el precio del GN será el correspondiente a la tarifa

ininterrumpible transitoria vigente mas un suplemento de transporte en camiones del gas

licuado. El coste total según la tarifa T4 del anexo 2, del BOE del 31/12/2008, será de:

65€/mes de termino fijo, y de término variable 3,9206 cent.€ / kWh PCS, al contratar la

tarifa industrial pay to pay obtendremos un descuento en el precio final del gas del 3%.

En primer lugar habrá que pasar el valor del PCS a PCI para calcular el coste de

combustible.

1,1=PCIPCS (43)

3512,41,19206,3 =⋅=PCI cent.€ / kWh

EiablefijoAnualcomb PTTC ⋅+⋅= var. 12 (44)

• El precio del combustible en la opción de venta a mercado libre es el siguiente:

000.429.17043512,01265. ⋅+⋅=AnualcombC ;

648,150.759. =AnualcombC € / año

Si tenemos en cuenta el descuento del 3% por la tarifa industrial de la compañía, el coste

anual final del gas será de:



52,774.22%365,150.759. =⋅=AnualcombDescuento € / año (45)

13,376.736.. =−= DescuentoCC AnualcombAnualcomb € / año (46)

Ademas el coste del alquiler de una planta satélite de GNL supondrá un coste extra de

100.000 €/año.

Por lo tanto el precio final del coste de combustible auxiliar al año será:

13,376.836.. =+= GNLAnualcombAnualcomb PlantaCC € / año (47)

Al formar parte la central por sus características de generación en el Régimen Especial de

generación según el R.D. 661, se ha considerado para calcular este coste del Gas Natural

que la central esta generando siempre que es posible, es decir 2727,65 horas/año.

• En el caso de venta de la energía a tarifa regulada, el coste del combustible se calculara

de manera análoga:

000.943.13043512,01265. ⋅+⋅=AnualcombC ;

81,467.607. =AnualcombC € / año

Teniendo en cuenta el descuento del 3%:

03,224.18%381,467.607. =⋅=AnualcombDescuento € / año

8,243.589.. =−= DescuentoCC AnualcombAnualcomb € / año

Si a esto le sumamos el coste de alquiler de la planta de GNL, el coste final del

combustible en la opción de venta a tarifa será el siguiente:

año€/ 8,243.689.. =+= GNLAnualcombAnualcomb PlantaCC



3.12.4.2 Coste de Operación y Mantenimiento:

El coste de operación y mantenimiento de este tipo de plantas según el estudio realizado

por Greenpeace: Renovables 100% es actualmente de 2,8 cent.€ / kWh, siendo por lo

tanto el coste actual de este apartado:

BRUTAOMOM PCC ⋅= ; (48)

añoCOM /€036.103.4537.146kWh / cent.8,2 =⋅= en Mercado Libre

añoCOM /€428.005.4051.143kWh / cent.8,2 =⋅= en Tarifa Regulada

3.12.4.3 Coste del agua:

El precio del agua superficial bruta del Guadalquivir para su uso industrial según la Junta

de Andalucía es de 2,7cent.€ / m3. El consumo de agua por parte de la planta ya fue

calculado anteriormente como: 544.415 m3 / año. Por lo tanto el coste anual de agua

procedente del río es:

totalAgua mmCº

3/€027.0 ⋅= ; (49)

añoañommC Agua /€220.11/544.415/€027,0 33 =⋅=

3.12.4.4 Coste de seguros del periodo de operación:

El coste de seguros del periodo de construcción de la planta ya se incluyo en la inversión

inicial con un montante de: 2.200.000 €/año, sin embargo habrá que tener en cuenta el

coste de los seguros del periodo de operación de la planta, que ascenderán a un 0,06%

anual de la inversión total, es decir:

706.802.1%06.0000.451.300%06,0. =⋅=⋅= InversiónC OMSeg (50)



3.12.4.5 Otros costes:

° El coste de la compra o arrendamiento de las parcelas estará incluido en la inversión

inicial del proyecto, con una partida de 9000 €/Ha/año.

° Coste de personal: este gasto supone un 1,5% de la inversión, es decir 4.400.000 €/año.

Los conceptos que se incluyen en este coste se han explicado en el apartado de la

inversión.

° Coste de mantenimiento de la turbina (Overhaul): el mantenimiento de la turbina se

llevará a cabo por técnicos de Siemens, por lo tanto no estará incluido dentro de los

costes de OM y tendrá un coste anual de 120.769 €/año.

3.12.5 Ingresos 3.12.5.1 Marco regulatorio Este tipo de proyectos están sujetos a las disposiciones del RD 661/2007, en el que se

regula la producción de energía eléctrica sujeta al Régimen Especial de generación, y

garantiza la venta de la electricidad a un precio mínimo para las diferentes plantas de

energías renovables.

La energía que se usará en esta planta termosolar, estará enmarcada dentro del subgrupo

b. 12. de dicho RD, es decir:

Instalaciones que utilicen únicamente procesos térmicos para la transformación de la

energía solar, como energía primaria, en electricidad. En estas instalaciones se podrán

utilizar equipos que utilicen un combustible para el mantenimiento de la temperatura del

fluido trasmisor de calor para compensar la falta de irradiación solar que pueda afectar

a la entrega prevista de energía

3.12.5.2 Precio de venta de electricidad La retribución que se recibirá gracias a la venta de la electricidad cambia dependiendo de

la opción elegida, ya que se podrá elegir entre las siguientes dos opciones que propone el

artículo 24.1 del RD 661:



a) Ceder la electricidad al sistema a través de la red de transporte o distribución,

percibiendo por ella una tarifa regulada, única para todos los períodos de programación,

expresada en céntimos de euro por kilovatiohora.

b) Vender la electricidad en el mercado de producción de energía eléctrica. En este caso,

el precio de venta de la electricidad será el precio que resulte en el mercado organizado o

el precio libremente negociado por el titular o el representante de la instalación,

complementado, en su caso, por una prima en céntimos de euro por kilovatiohora.

La cantidad a la que asciende esta prima se puede ver en la tabla 3-23 del RD, dentro del

subgrupo b.1.2.

Tabla 3-23: Prima al Régimen Especial

El RD establece un objetivo de potencia futura de 500 MWe para este tipo de plantas.

Para calcular el precio de venta de la electricidad generada por la planta, habrá que tener en

cuenta las siguientes consideraciones:

° Precio medio del mercado: como referencia de precio de venta de la energía, se ha

realizado una media entre dos años energéticos completamente distintos debido a

causas meteorológicas: en el año 2005, uno de los mas secos de la última década, el

precio de la electricidad en el mercado diario fue mas caro debido al escaso caudal de

los pantanos que llevo a no generar casi electricidad con las centrales hidroeléctricas, y

si casi toda con las térmicas, lo que provocó un aumento del precio de venta de la

energía, en cambio el año 2007 fue totalmente inverso, al ser un año húmedo, se pudo

generar mas con las hidroeléctricas, y por lo tanto el precio de venta de la energía cayo.



Así que para calcular el precio de venta futuro de la energía eléctrica se ha realizado

una media de ambos, resultando:

Precio medio anual del mercado: 46,93 € / MWh (fuente CNE)

Este precio medio obtenido es un valor bastante restrictivo teniendo en cuenta las horas en

las que va producir la planta termosolar principalmente, que estarán comprendidas entre las

10:00 y las 18:00, con lo que parte de la producción se realizará dentro de horas pico de

demanda, lo que hará incrementarse el precio de venta. Por lo tanto:

Precio medio anual del mercado: 54,18 € / MWh (fuente CNE)

° Complemento por reactiva: según lo dispuesto en el articulo 29 del RD 661:

Toda instalación acogida al régimen especial, en virtud de la aplicación de este real

decreto, independientemente de la opción de venta elegida en el artículo 24.1, recibirá un

complemento por energía reactiva por el mantenimiento de unos determinados valores de

factor de potencia. Este complemento se fija como un porcentaje, en función del factor de

potencia con el que se entregue la energía del valor de 7,8441 c€/kWh, que será revisado

anualmente.

Complemento por reactiva: 78,441 € / MWh

° Desvíos de generación: Se ha considerado un valor de un 5% en este apartado, que

refleja el incumplimiento de la generación acordada en el mercado diario por causas

meteorológicas o técnicas. Por lo tanto el valor final de venta de energía eléctrica en la opción de mercado es el

siguiente:

DiarioMercodoactivaDiarioMercodoFinal PDesviosCompimaPP .Re. .Pr ⋅−++= ; (51)



( ) ( ) hMWPFinal ⋅=⋅−⋅++= /€18,310%518,54%6441,7825418,54

Los ingresos derivados de esta venta de energía anual serán:

generadaFinalanuales PPI ⋅= ; (52)

añoI anuales /€703.452.40418.13018,310 =⋅= Mientras que en la opción de venta a Tarifa regulada, los ingresos derivados de la venta de

energía serán los siguientes:

añoI anuales /€585.295.344,315.127375,269 =⋅=

3.12.6 Margen de Operación de la planta El margen de operación que dispondrá la planta será la diferencia entre los ingresos

anuales generados por la venta de electricidad y los costes que se producen durante el

modo de funcionamiento convencional de la planta, sin tener en cuenta aun ni impuestos ni

el pago de la inversión al banco:

CIOM −=.. (53)

añoMOMERCADO /€652.522.33051.930.6703.452.40 =−=

añoMOTARIFA /€534.455.27051.840.6585.295.34 =−=

3.12.7 Análisis financiero Para llevar a cabo el cálculo financiero de la explotación de la planta, se han tenido en

cuenta una serie de factores habituales en este tipo de estudios:



° Amortización Fiscal: 8% de la inversión total durante 12 años. De manera que al final

de este periodo se consiga amortizar el 100% del valor fiscal de la planta. Este valor se

ha obtenido de la tabla de amortización Grupo 151: Producción, transporte y

distribución de la energía eléctrica, al no existir un apartado dedicado a las centrales

térmicas solares, se ha optado por escoger el mismo coeficiente que la eólica, ya que se

trata de otro tipo de central acogida al régimen especial de generación.

Tabla 3-24: Amortización fiscal

El beneficio obtenido antes de descontar la amortización fiscal, los intereses del crédito y

los impuestos sobre beneficios es conocido como Margen de explotación, o B.A.I.I.

° Gastos financieros: los gastos financieros son consecuencia de no pagar la totalidad de

la inversión con fondos propios, sino teniendo que pedir al banco cierta cantidad que

tendrá que ser devuelta con intereses.

InteresesIIABIAB −= ...... (54)

En el caso de este proyecto, los cálculos financieros variarán dependiendo si el que se hace

cargo de el es una empresa grande con gran disposición de capital, en cuyo caso se suele

pagar un 25% de la inversión total con fondos propios, y un 75% con el préstamo bancario,

o si es una unión de empresas pequeñas o Joint Venture, en cuyo caso se pagará un 10%

con fondos propios, y un 90% con el préstamo. Para realizar el estudio se han considerado

ambos casos.



El tipo de interés que se ha considerado es de un 6,5%, es decir el del EURIBOR: 5,5%

(aunque en los últimos meses se encuentra en valores significativamente menores, se ha

tomado el valor del mes de octubre de 2008, al ser el mas desfavorable posible) más de un

diferencial de un 1%. El préstamo se pedirá a plazo fijo durante 12 años, y se amortizará

por cuotas constantes comprensivas de principal e interés, cumpliéndose:

( ) ( )( )TT iiC

iCP

+−=

+=∑

1/111 (55)

C: cuota periódica constante.

I: tipo de interés del préstamo.

P: principal del préstamo.

T: periodo en que vence el préstamo.

Tabla 2-25: Evolución del EURIBOR en 2008

En nuestro caso el cálculo de estas cuotas fijas, así como las cantidades devueltas para

hacer frente al pago de la inversión, y los intereses que el préstamo ha ocasionado, se han

realizado a través de una hoja de cálculo de Excel y sus instrucciones PAGO, PAGOPRIN

y PAGOINT. Los resultados de la evolución del préstamo, así como otros cálculos de este

apartado se podrán ver en el Anexo 7.

La cantidad mensual C a pagar varía dependiendo de la inversión inicial como ya se

comento antes.



• Para una inversión del 25% de fondos propios:

€45,2577711.2=C

• Para una inversión del 10% de fondos propios:

€74,253.709.2=C

Esta cuota mensual a pagar estará compuesta por deuda e intereses: en un primer momento

la mayor parte de lo pagado se dirigirá a pagar los intereses generados por el préstamo,

mientras que según avancen los años de pagos, la mayor partida de la cuota mensual se

dirigirá a pagar la deuda contraída, disminuyendo el importe de los intereses pagados.

El Beneficio Antes de Impuestos será el siguiente:

Los primeros doce años: ónAmortizaxiIABIB −= ..... (54)

Posteriormente: .... IABIB = (55)

Impuesto de Sociedades (I.S.): 30% del B. I. Al tener unos beneficios anuales superiores a

los 8.000.000 €, ese será el valor del impuesto de sociedades. En caso de que el beneficio

bruto de la planta fuera nulo, como ocurre en la planta los primeros años de explotación, no

se llevara a cabo el pago de este impuesto.

..... SIIBDB −= (56)

° El Flujo de Caja a final de año se obtendrá sumando al beneficio disponible el valor de

la amortización fiscal durante los doce primeros años, posteriormente este Cash Flow

será únicamente el Beneficio Disponible.

Los primeros doce años: ónAmortizaxiBDCF += (57)

Posteriormente: BDCF =



El beneficio neto final de año se obtendrá deduciendo al Flujo de Caja el importe que

retorna el principal del préstamo, y que servirá para saciar la deuda que con este tenemos

contraída.

RPCFNB −=. (58)

3.12.8 Periodo de Retorno de la Inversión El periodo de retorno de la inversión sobre el margen de explotación, o Pay Back, es el

número de años necesarios para recobrar el capital invertido a partir de los beneficios

generados por el proyecto. Es decir los años que tarda la inversión en pagarse a si misma.

Se puede representar por la siguiente expresión:

∑=

=n

jjRI

0 (59)

Donde:

I: inversión

R: rendimientos o ingresos anuales.

j: año del rendimiento.

n: numero de años

Aplicando la expresión anterior y conocido el flujo de caja a lo largo de la vida del

proyecto, obtenemos el periodo de retorno (PR), o payback, lo que dará una idea del

tiempo de recuperación del capital invertido, y por lo tanto se podrá tener una idea del

riesgo que se esta asumiendo con esta inversión, ya que en el periodo de vida de la central

no es probable que cambien las condiciones del proyecto.

El PR de la central cambiará dependiendo de la cantidad de fondos propios

proporcionados, y del modo de venta de la energía, de esta manera la opción mas

recomendable será la de 25% de fondos propios en la inversión y modo de venta de la

energía a mercado, ya que tiene un PR= 8 años. La otra opción de venta a mercado, es

decir la del 10% de fondos propios tendrá un PR= 9años, periodos de recuperación

ambos que se consideran aceptables, mientras que en el caso de la venta a tarifa este PR=



10 años en ambos casos por lo que en principio se desaconseja la operación de la planta en

esta modalidad.

Cuanto menor es el plazo de recuperación mejor es el proyecto, de manera que si se hace

caso al valor de PR obtenido habría que decantarse en primer lugar por una inversión

inicial mas elevada, y posteriormente por la venta de la energía a mercado, sin embargo

este valor no es definitivo, habrá que observar los valores de TIR y VAN para tener una

visión global del proyecto.

3.12.9 Valor Actual Neto Toda inversión se justifica por la previsión que durante su periodo de vida útil va a ser

capaz de producir un flujo positivo de ingresos netos (diferencia entre ingresos y costes

totales) que sobrepasen el gasto inicial y den lugar a beneficios.

Una vez realizados los flujos de caja y la previsión de ingresos netos que se producirán a lo

largo del tiempo de explotación de la planta, aparece el problema de que los mismos, al no

coincidir su materialización con el tiempo, no resultan susceptibles de ser comparables. Sin

embargo a través del concepto de VAN se podrá contabilizar adecuadamente el valor de un

flujo que se producirá en n años.

Por valor actual neto de una inversión se entiende la suma de los valores actualizados de

todos los flujos netos de caja esperados del proyecto, deducido el valor de la inversión

inicial.

( )I

r

RVAN n

n

jj

−+

=∑=

10 (59)

Donde:

I: inversión

R: rendimientos o ingresos anuales.

j: año del rendimiento.

n: numero de años

r: tasa de interés del mercado: 6%



VAN 25% Fondos propios Opción: Mercado 86.855.938

Opción: Tarifa 20.335.818

10% Fondos propios Opción: Mercado 76.192.075

Opción: Tarifa 19.668.071

Tabla 3-26: Valor Actual Neto

Este VAN calculado no depende del apalancamiento financiero del promotor, si se hubiera

calculado el VAN sobre fondos propios si que dependería del porcentaje inicial de la

inversión que aporte el promotor del proyecto, pero en este caso no.

Si un proyecto de inversión tiene un VAN positivo, el proyecto es rentable. Entre dos o

más proyectos, el más rentable es el que tenga un VAN más alto, por lo tanto a la vista de

los datos finales calculados, se puede decir que la mejor opción de operación dentro de las

dos que se presentan es la de venta de la energía al mercado eléctrico, y dentro de las dos

opciones de inversión, la inversión de un 25% de fondos propios es mas aconsejable que la

inversión de un 10% de los mismos. Un VAN nulo hubiera significado que la rentabilidad

del proyecto es la misma que colocar los fondos en él invertidos en el mercado con un

interés equivalente a la tasa de descuento utilizada.

3.12.10 Tasa Interna de Rentabilidad Como se ha visto el VAN depende de aspectos internos del proyecto como son el montante

requerido para la inversión y los flujos de caja que se prevé que se producirán durante su

periodo de vigencia operativa, pero también depende de un tercer factor independiente

como es las tasa de descuento aplicada, que será la que defina el resultado del cálculo del

VAN, esta tasa actualmente según datos de la Unión Europea se sitúa en torno al 5,5%.



Por ello con objeto de conocer el interés de la inversión es conveniente analizar su

comportamiento frente a diferentes tasas de descuento y especialmente conocer cual es

aquella que es capaz de soportar el proyecto antes de que su valor actual neto cambie de

signo, a esta tasa se le denomina TIR o tasa interna de rentabilidad del proyecto.

Mientras que el VAN proporciona la información económica del resultado absoluto

previstos para el proyecto, por medio del TIR se podrá conocer su rentabilidad relativa.

El TIR es aquel tipo de actualización para el cual el VAN se hace nulo, y se calculará:

( )n

n

jj

x

RI

+−=∑=

10 0 (60)

TIR 25% Fondos propios Opción: Mercado 10%

Opción: Tarifa 7%

10% Fondos propios Opción: Mercado 10%

Opción: Tarifa 7%

Tabla 3-27: Tasa Interna de Rentabilidad

El TIR sobre recursos propios será:

TIR 25% Fondos propios Opción: Mercado 13%

Opción: Tarifa 6%

10% Fondos propios Opción: Mercado 24%

Opción: Tarifa 12%

Tabla 3-28: TIR sobre recursos propios



Estos dos indicadores financieros: el VAN y el TIR en las tablas 3-26, 3-27 y 3-28 están

calculados para un periodo de 15 años únicamente, ya que posteriormente sufrirán

modificaciones a lo largo del tiempo de explotación de la central.

Como conclusión a este análisis económico se podrá decir que la mejor opción de

inversión en la planta es la que se daría en el supuesto de hacerse cargo del proyecto una

gran empresa, es decir el supuesto de sufragar el 25% de la inversión necesaria con fondos

propios, aunque la opción de sufragar la inversión con un 10% de fondos propios también

será altamente interesante, ya que si bien el periodo de recuperación PR es un año mayor

que en el caso del 25%, y el VAN es 10 millones de € inferior, el valor obtenido de TIR

sobre recursos propios, un 11% superior hace que se tenga que tener en cuenta esta opción

de inversión.

En cuanto al régimen de operación de la planta, se recomienda operar en la opción de venta

de energía en el mercado eléctrico diario por encima de la venta de energía a tarifa, que si

bien es una opción mas segura, a la larga resulta mucho menos rentable como se ha podido

comprobar.

3.13 Conclusiones Como se ha podido comprobar a lo largo de la realización de este proyecto, la puesta en

marcha de una planta térmica solar en el emplazamiento elegido es una opción viable y

recomendable tanto desde el punto de vista técnico como económico.

Este emplazamiento es ideal dentro de nuestro país por la gran cantidad de horas de sol

aprovechables al año, además de por otros motivos como son: tener unos buenos valores de

radiación directa, la proximidad del agua, y un terreno llano que ahorra costes en obra

civil, etc.

Los datos de radiación directa hallados son estimaciones basadas en datos de la NASA y

en la estación meteorológica del aeropuerto de Jerez, la influencia de la variación de estos

datos es tan alta, que para decidirse a acometer un proyecto de esta envergadura habría que



instalar una estación meteorológica en la localidad de Trebujena que diera valores reales

con los que poder reproducir este estudio.

En este proyecto se ha usado la tecnología de colectores cilíndrico parabólicos debido a

que es la única sobradamente probada para generar potencias superiores a los 20 MW, ya

que la tecnología de receptor central no ha superado aun ese umbral de potencia, además

de ser la mas madura de las dos, ya que tiene mas de veinte años de experiencia.

La tecnología utilizada para generar energía en este tipo de centrales es la misma que se

utiliza en las plantas térmicas convencionales. La principal diferencia con otro tipo de

centrales térmicas es el foco caliente de la planta, que pasa de ser generado mediante

combustión, a generarse a partir de energía solar, que si bien hace que la generación de

vapor se realice de una manera mas barata, también provoca que la temperatura del vapor

que circula en el interior del ciclo Rankine no alcance temperaturas tan altas como podría

alcanzar con otro tipo de generación de vapor, disminuyendo el valor del rendimiento total.

El rendimiento de la turbina se podría mejorar elevando la temperatura del foco caliente de

la planta, esto se podría lograr utilizando otro tipo de aceite que llegue a temperaturas

superiores a 400ºC (actualmente no existe), o incluso generando vapor en el campo solar

directamente. Esta tecnología esta en fase de pruebas, pero de momento únicamente se han

conseguido temperaturas de vapor próximas a los 300ºC

Haciendo uso del combustible auxiliar, y poniendo en practica sistemas de almacenamiento

térmico, como las sales fundidas (en prueba actualmente), las plantas termosolares, junto

con las de biomasa serán las únicas renovables que podrán atender la demanda necesaria en

cada momento y asegurar la capacidad de potencia. Sin embargo este funcionamiento

ininterrumpido de la planta hará descender los precios pagados por kW, haciendo que

quizás llegue a ser más interesante acogerse a la modalidad de venta de energía a tarifa, por

lo menos hasta que se cumpla el cupo de 500 MW instalados que fija el RD 661.

Esta tecnología además de generar energía de manera autónoma, también podrá usarse

como complemento de ciclos combinados de más de 150 MW de potencia como es el caso

de los proyectos planeados para el norte de África, en los que 20 o 30 MW de potencia

serán generados mediante un campo solar.



La tendencia actual en invertir en este tipo de tecnología se prevé que haga reducir los

costes y que se incrementen los rendimientos esperados, hasta llegar a rendimientos totales

de más de un 20%. Según estudios de la Asociación Europea de Industrias Solares

Térmicas, un 5% de las necesidades energéticas mundiales en el año 2040 serán cubiertas

con energía termosolar.

Sin embargo para que se produzca esta reducción de costes se ha de ampliar el mercado de

productores tanto de tubos absorbedores, únicamente dos en el mundo, como de colectores,

y crear nuevas estructuras soporte de los colectores prefabricadas, que permitan abaratar la

fabricación.

Los principales aspectos negativos que tienen este tipo de proyectos son:

° La elevada inversión inicial a la que hay que hacer frente, si bien se ha visto en

el apartado económico que la inversión es rentable.

° El gran impacto que tiene este tipo de plantas sobre el entorno, ya que necesita

una superficie mucho mas extensa que otro tipo de centrales para funcionar,

como ya se ha visto esta superficie estará en torno a las 150 Ha. Este aspecto no

se puede mejorar en un futuro cercano, ya que el calentamiento del aceite HTF

depende únicamente de la superficie de reflexión con la que contemos, por lo

tanto este tipo de centrales producirá un descenso de las emisiones de CO2, a

cambio de ocupar una gran superficie para su funcionamiento.

Si se compara la generación eléctrica termosolar de concentración con el otro gran

generador eléctrico solar como son los parques solares fotovoltaicos, se pueden obtener las

siguientes conclusiones:

Ventajas de las centrales termosolares:

° Tienen garantía de potencia y son gestionables, es decir, hoy se puede saber

exactamente cuanto se generará mañana.



° Son una alternativa a los Ciclos Combinados, o incluso como ya se ha

comentado, un complemento.

° Rendimiento eléctrico final respecto a la radiación recibida por unidad de

superficie: 17% e incrementándose, frente a un 8%.

° Vida útil superior a veinte años con eficacia constante, en la fotovoltaica aun

está por ver su periodo de vida útil.

° Dependen menos de las subvenciones de tarifa eléctrica, podrían ser rentables

incluso sin prima eléctrica.

Inconvenientes de las centrales termosolares:

° Instalación más costosa, complicada y larga.

° Se requiere un equipo de treinta personas fijas para su explotación, como en

cualquier otra central térmica.

° Cualquier terreno y tamaño sirven para la fotovoltaica, el asentamiento en el

terreno y su extensión es básico para la termosolar.



3.14 Índice de Figuras Figura 3.0. Parámetros básicos 8 Figura 3.1. Balance de Pérdidas Ópticas 11 Figura 3.2. Diagrama de Mollier (Entalpía-Entropía) 15 Figura 3.3. Esquema del alternador 37 3.15 Índice de Tablas Tabla 3.1. Características del Campo Solar 5 Tabla 3.2. Características principales del fluído térmico 16 Tabla 3.3. Características principales del sistema agua-vapor 16 Tabla 3.4. Vapor sobrecalentado a 100 bares 18 Tabla 3.5. Líquido saturado 20 Tabla 3.6. Vapor sobrecalentado a 16 bares 23 Tabla 3.7. Vapor sobrecalentado a 3 bares 25 Tabla 3.8. Vapor sobrecalentado a 100 bares 33 Tabla 3.9. Producción eléctrica mensual estimada 38 Tabla 3.10. Características de diseño de las calderas auxiliares 42 Tabla 3.11. Producción eléctrica anual bruta ideal 43 Tabla 3.12. Horas de sol anuales y mensuales 44 Tabla 3.13. Grado de carga de la Planta 44 Tabla 3.14. Producción eléctrica anual bruta real 45 Tabla 3.15. Producción eléctrica anual neta en el mercado libre 47 Tabla 3.16. Producción eléctrica anual neta a tarifa regulada 48 Tabla 3.17. Datos estimados de generación del Parque Termosolar Trebujena I 49 Tabla 3.18. Transformador Elevador 59 Tabla 3.19. Transformador de S.S.A.A 60 Tabla 3.20. Transformador de distribución 61 Tabla 3.21. Transformador de S.S.E.E 62 Tabla 3.22. Inversión del Proyecto 69 Tabla 3.23. Prima de Régimen especial 77 Tabla 3.24. Amortización Fiscal 80 Tabla 3.25. Evolución del Euribor en 2008 81 Tabla 3.26. Valor actual neto 85 Tabla 3.27. Tasa interna de rentabilidad 86 Tabla 3.28. TIR sobre recursos propios 86



3.16 Tablas de Análisis Venta a Mercado Libre 10% Capital Propio Venta a Mercado Libre 25% Capital Propio Venta a Tarifa Regulada 10% Capital Propio Venta a Tarifa Regulada 25% Capital Propio



INVERSIÓN 300.451.000

Venta a Mercado-10% Capital Propio. 15% anual GN

año 0 año 0 año 1 año 2 año 3 año 4 año 5 año 6 año 7 año 8 año 9 año 10 año 11 año 12 año 13 año 14 año 15 año 16 año 17 año 18 año 19 año 20 INGRES0S BASE 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Produccion solar (MWh) 0 0 129.108 129.108 129.108 129.108 129.108 129.108 129.108 129.108 129.108 129.108 129.108 129.108 129.108 129.108 129.108 129.108 129.108 129.108 129.108 129.108 Produccion con la caldera auxiliar (MWh) 0 0 17.429 17.429 17.429 17.429 17.429 17.429 17.429 17.429 17.429 17.429 17.429 17.429 17.429 17.429 17.429 17.429 17.429 17.429 17.429 17.429 Degradación (MWH) 0 0

0 (176) (352) (528) (703) (879) (1.055) (1.231) (1.407) (1.583) (1.758) (1.934) (2.110) (2.286) (2.462) (2.638) (2.814) (2.989) (3.165)

Perdidas de ajuste-85%de los 3 primeros meses(Mw/h) 0 0 (5.495) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Potencia consumida por los SSAA (MWh) 0 0 (16.119) (16.119) (16.119) (16.119) (16.119) (16.119) (16.119) (16.119) (16.119) (16.119) (16.119) (16.119) (16.119) (16.119) (16.119) (16.119) (16.119) (16.119) (16.119) (16.119)

Energia neta a la red (Mw/h) 0 0 124.923 130.418 130.242 130.066 129.890 129.715 129.539 129.363 129.187 129.011 128.835 128.660 128.484 128.308 128.132 127.956 127.780 127.604 127.429 127.253

Precio de la electricidad 310,18 317,93 325,88 334,03 342,38 350,94 359,71 368,70 377,92 387,37 397,05 406,98 417,15 427,58 438,27 449,23 460,46 471,97 483,77 495,86 508,26 520,97

Ingresos obtenidos por la Energía vendida (€) 0 0 40.709.866 43.563.137 44.592.010 45.645.100 46.722.974 47.826.214 48.955.414 50.111.183 51.294.143 52.504.932 53.744.201 55.012.618 56.310.865 57.639.642 58.999.664 60.391.662 61.816.385 63.274.600 64.767.090 66.294.658

año 0 año 0 año 1 año 2 año 3 año 4 año 5 año 6 año 7 año 8 año 9 año 10 año 11 año 12 año 13 año 14 año 15 año 16 año 17 año 18 año 19 año 20 COSTES BASE 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Coste del gas natural 836.376 861.467 887.311 913.931 941.349 969.589 998.677 1.028.637 1.059.496 1.091.281 1.124.020 1.157.740 1.192.472 1.228.247 1.265.094 1.303.047 1.342.138 1.382.402 1.423.874 1.466.591 1.510.588 1.555.906 Coste del agua de refrigeración 11.220 11.501 11.788 12.083 12.385 12.694 13.012 13.337 13.670 14.012 14.363 14.722 15.090 15.467 15.854 16.250 16.656 17.073 17.499 17.937 18.385 18.845 Operación y mantenimiento 4.103.036 4.205.612 4.310.752 4.418.521 4.528.984 4.642.209 4.758.264 4.877.220 4.999.151 5.124.130 5.252.233 5.383.539 5.518.127 5.656.080 5.797.482 5.942.420 6.090.980 6.243.255 6.399.336 6.559.319 6.723.302 6.891.385 Seguros 1.802.706 1.847.774 1.893.968 1.941.317 1.989.850 2.039.596 2.090.586 2.142.851 2.196.422 2.251.333 2.307.616 2.365.306 2.424.439 2.485.050 2.547.176 2.610.856 2.676.127 2.743.030 2.811.606 2.881.896 2.953.944 3.027.792 Mantenimiento Turbina-Generador 120.769 123.788 126.883 130.055 133.306 136.639 140.055 143.556 147.145 150.824 154.595 158.459 162.421 166.481 170.643 174.910 179.282 183.764 188.358 193.067 197.894 202.841 Costes totales (€) 0 0 7.230.703 7.415.907 7.605.874 7.800.728 8.000.594 8.205.602 8.415.885 8.631.580 8.852.826 9.079.766 9.312.549 9.551.325 9.796.250 10.047.481 10.305.184 10.569.524 10.840.674 11.118.810 11.404.114 11.696.769

MARGEN DE EXPLOTACIÓN BASE 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 Margen de explotación bruto (€)

(300.451.000) 33.479.163 36.147.230 36.986.136 37.844.372 38.722.381 39.620.612 40.539.529 41.479.603 42.441.317 43.425.165 44.431.651 45.461.292 46.514.615 47.592.161 48.694.480 49.822.138 50.975.711 52.155.790 53.362.976 54.597.889

Margen de explotación neto (€) (BAII)

(300.451.000) 33.479.163 36.147.230 36.986.136 37.844.372 38.722.381 39.620.612 40.539.529 41.479.603 42.441.317 43.425.165 44.431.651 45.461.292 46.514.615 47.592.161 48.694.480 49.822.138 50.975.711 52.155.790 53.362.976 54.597.889

33.479.163 69.626.393 106.612.529 144.456.901 183.179.282 222.799.894 263.339.423 304.819.026 347.260.344 390.685.509 435.117.160 480.578.452 527.093.068 574.685.229 623.379.709 673.201.847 724.177.559 776.333.348 829.696.325 884.294.213

Amortización fiscal (8%) (A)

24.036.080 24.036.080 24.036.080 24.036.080 24.036.080 24.036.080 24.036.080 24.036.080 24.036.080 24.036.080 24.036.080 24.036.080

Beneficio Bruto

9.443.083 12.111.150 12.950.056 13.808.292 14.686.301 15.584.532 16.503.449 17.443.523 18.405.237 19.389.085 20.395.571 21.425.212 46.514.615 47.592.161 48.694.480 49.822.138 50.975.711 52.155.790 53.362.976 54.597.889 Gastos financieros (I=Intereses)

17.123.323 16.092.779 14.993.217 13.820.016 12.568.243 11.232.636 9.807.582 8.287.089 6.664.766 4.933.793 3.086.893 1.116.303 0 0 0 0 0 0 0 0

Beneficio antes de impuestos (BI)

(7.680.240) (3.981.629) (2.043.161) (11.723) 2.118.058 4.351.896 6.695.867 9.156.434 11.740.472 14.455.292 17.308.678 20.308.909 46.514.615 47.592.161 48.694.480 49.822.138 50.975.711 52.155.790 53.362.976 54.597.889 Impuesto de sociedades

0 0 0 0 635.417 1.305.569 2.008.760 2.746.930 3.522.141 4.336.588 5.192.604 6.092.673 13.954.385 14.277.648 14.608.344 14.946.641 15.292.713 15.646.737 16.008.893 16.379.367

BENEFICIO DISPONIBLE

(7.680.240) (3.981.629) (2.043.161) (11.723) 1.482.640 3.046.327 4.687.107 6.409.504 8.218.330 10.118.705 12.116.075 14.216.236 32.560.231 33.314.513 34.086.136 34.875.497 35.682.998 36.509.053 37.354.084 38.218.522 FINANCIACIÓN DEL PROYECTO

Inversión mas activables 300.451.000

Plazo del préstamo años 12

Inflación 0,00%

Euribor 5,50%

Capital propio (10%)

30.045.100

Interés 6,50%

Diferencial 1,00%

Financiación externa (90%)

270.405.900

Prestamo vivo a principio de año

270.405.900 257.582.798 243.900.910 229.302.720 213.726.862 197.107.860 179.375.853 160.456.301 140.269.671 118.731.105 95.750.062 71.229.935 45.067.650 0 0 0 0 0 0 0 Tasa de apertura

0

Gastos financieros

17.123.323 16.092.779 14.993.217 13.820.016 12.568.243 11.232.636 9.807.582 8.287.089 6.664.766 4.933.793 3.086.893 1.116.303 0 0 0 0 0 0 0 0

TESORERÍA Flujo de caja

(300.451.000) 16.355.840 20.054.451 21.992.919 24.024.357 25.518.720 27.082.407 28.723.187 30.445.584 32.254.410 34.154.785 36.152.155 38.252.316 32.560.231 33.314.513 34.086.136 34.875.497 35.682.998 36.509.053 37.354.084 38.218.522 Retorno principal

12.823.102 13.681.889 14.598.190 15.575.858 16.619.002 17.732.007 18.919.552 20.186.630 21.538.566 22.981.044 24.520.127 26.162.285 0 0 0 0 0 0 0 0

Saldo a final de año

(30.045.100) 3.532.739 6.372.563 7.394.729 8.448.499 8.899.719 9.350.400 9.803.635 10.258.954 10.715.844 11.173.741 11.632.028 12.090.032 32.560.231 33.314.513 34.086.136 34.875.497 35.682.998 36.509.053 37.354.084 38.218.522

3.532.739 9.905.302 13.767.292 15.843.228 17.348.218 18.250.119 19.154.035 20.062.589 20.974.798 21.889.585 22.805.769 23.722.060 44.650.262 65.874.743 67.400.649 68.961.633 70.558.495 72.192.051 73.863.136 75.572.606

RENTABILIDAD DEL PROYECTO Beneficio neto sobre recursos propios

-25,56% -13,25% -6,80% -0,04% 4,93% 10,14% 15,60% 21,33% 27,35% 33,68% 40,33% 47,32% 108,37% 110,88% 113,45% 116,08% 118,76% 121,51% 124,33% 127,20% Beneficio neto sobre recursos totales

-2,56% -1,33% -0,68% 0,00% 0,49% 1,01% 1,56% 2,13% 2,74% 3,37% 4,03% 4,73% 10,84% 11,09% 11,34% 11,61% 11,88% 12,15% 12,43% 12,72%

T.I.R. anual del proyecto

#¡NUM! #¡NUM! #¡NUM! -23,66% -14,26% -7,76% -3,11% 0,31% 2,89% 4,88% 6,43% 7,67% 8,66% 9,47% 10,14% 10,69% 11,15% 11,54% 11,87% 12,14%

P.R.I. Retorno inversión sobre Marg. Explot. (años) 8

T.I.R. de la inversión / Margen de explotación 10%

T.I.R. sobre recursos propios

26%

V.A.N. de la inversión / Marg. de explot. (10%) 87.482.793

AÑO 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

PERIODO 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

impuesto sociedades 30,00%

estimación 9%

Amort. Total (Acumulada)

24.036.080 48.072.160 72.108.240 96.144.320 120.180.400 144.216.480 168.252.560 192.288.640 216.324.720 240.360.800 264.396.880 288.432.960 288.432.960 288.432.960 288.432.960 288.432.960 288.432.960 288.432.960 288.432.960 288.432.960 Coeficiente VAN 6,00%

Prima 0%




Venta a Mercado-25% Capital Propio-15% anual GN



0 (176) (352) (528) (703) (879) (1.055) (1.231) (1.407) (1.583) (1.758) (1.934) (2.110) (2.286) (2.462) (2.638) (2.814) (2.989) (3.165)

Perdidas de ajuste-85%de los 3 primeros meses de enganche (Mw/h) 0 0 (5.495) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Potencia consumida por los SSAA (MWh) 0 0 (16.119) (16.119) (16.119) (16.119) (16.119) (16.119) (16.119) (16.119) (16.119) (16.119) (16.119) (16.119) (16.119) (16.119) (16.119) (16.119) (16.119) (16.119) (16.119) (16.119)





Coste del gas natural 836.376 861.467 887.311 913.931 941.349 969.589 998.677 1.028.637 1.059.496 1.091.281 1.124.020 1.157.740 1.192.472 1.228.247 1.265.094 1.303.047 1.342.138 1.382.402 1.423.874 1.466.591 1.510.588 1.555.906 Coste del agua de refrigeración 11.220 11.501 11.788 12.083 12.385 12.694 13.012 13.337 13.670 14.012 14.363 14.722 15.090 15.467 15.854 16.250 16.656 17.073 17.499 17.937 18.385 18.845 Operación y mantenimiento 4.103.036 4.205.612 4.310.752 4.418.521 4.528.984 4.642.209 4.758.264 4.877.220 4.999.151 5.124.130 5.252.233 5.383.539 5.518.127 5.656.080 5.797.482 5.942.420 6.090.980 6.243.255 6.399.336 6.559.319 6.723.302 6.891.385 Seguros 1.802.706 1.847.774 1.893.968 1.941.317 1.989.850 2.039.596 2.090.586 2.142.851 2.196.422 2.251.333 2.307.616 2.365.306 2.424.439 2.485.050 2.547.176 2.610.856 2.676.127 2.743.030 2.811.606 2.881.896 2.953.944 3.027.792 Mantenimiento Turbina-Generador 120.769 123.788 126.883 130.055 133.306 136.639 140.055 143.556 147.145 150.824 154.595 158.459 162.421 166.481 170.643 174.910 179.282 183.764 188.358 193.067 197.894 202.841 Costes totales (€) 0 0 7.230.703 7.415.907 7.605.874 7.800.728 8.000.594 8.205.602 8.415.885 8.631.580 8.852.826 9.079.766 9.312.549 9.551.325 9.796.250 10.047.481 10.305.184 10.569.524 10.840.674 11.118.810 11.404.114 11.696.769


(300.451.000) 33.479.163 36.147.230 36.986.136 37.844.372 38.722.381 39.620.612 40.539.529 41.479.603 42.441.317 43.425.165 44.431.651 45.461.292 46.514.615 47.592.161 48.694.480 49.822.138 50.975.711 52.155.790 53.362.976 54.597.889


(300.451.000) 33.479.163 36.147.230 36.986.136 37.844.372 38.722.381 39.620.612 40.539.529 41.479.603 42.441.317 43.425.165 44.431.651 45.461.292 46.514.615 47.592.161 48.694.480 49.822.138 50.975.711 52.155.790 53.362.976 54.597.889

33.479.163 69.626.393 106.612.529 144.456.901 183.179.282 222.799.894 ######## ####### ####### 390.685.509 435.117.160 480.578.452 ####### 574.685.229 623.379.709 673.201.847 724.177.559 776.333.348 829.696.325 884.294.213


24.036.080 24.036.080 24.036.080 24.036.080 24.036.080 24.036.080 24.036.080 24.036.080 24.036.080 24.036.080 24.036.080 24.036.080

Beneficio Bruto


14.269.436 13.410.649 12.494.347 11.516.680 10.473.536 9.360.530 8.172.985 6.905.907 5.553.971 4.111.494 2.572.411 930.252 0 0 0 0 0 0 0 0


(4.826.353) (1.299.499) 455.709 2.291.613 4.212.765 6.224.002 8.330.464 10.537.616 12.851.266 15.277.591 17.823.161 20.494.960 46.514.615 47.592.161 48.694.480 49.822.138 50.975.711 52.155.790 53.362.976 54.597.889 Impuesto de sociedades

0 0 136.713 687.484 1.263.829 1.867.201 2.499.139 3.161.285 3.855.380 4.583.277 5.346.948 6.148.488 13.954.385 14.277.648 14.608.344 14.946.641 15.292.713 15.646.737 16.008.893 16.379.367


(4.826.353) (1.299.499) 318.996 1.604.129 2.948.935 4.356.801 5.831.325 7.376.331 8.995.886 10.694.314 12.476.212 14.346.472 32.560.231 33.314.513 34.086.136 34.875.497 35.682.998 36.509.053 37.354.084 38.218.522

FINANCIACIÓN DEL PROYECTO



Inflación 0,00%

Euribor 5,50%


75.112.750

Interés 6,50%

Diferencial 1,00%


#######


####### 212.515.148 198.833.260 184.235.070 168.659.212 152.040.210 134.308.203 115.388.651 95.202.021 73.663.455 50.682.412 26.162.285 (0) 0 0 0 0 0 0 0 Tasa de apertura

0

Gastos financieros

14.269.436 13.410.649 12.494.347 11.516.680 10.473.536 9.360.530 8.172.985 6.905.907 5.553.971 4.111.494 2.572.411 930.252 0 0 0 0 0 0 0 0



12.823.102 13.681.889 14.598.190 15.575.858 16.619.002 17.732.007 18.919.552 20.186.630 21.538.566 22.981.044 24.520.127 26.162.285 0 0 0 0 0 0 0 0


(75.112.750) 6.386.626 9.054.693 9.756.886 10.064.351 10.366.014 10.660.874 10.947.852 11.225.781 11.493.400 11.749.350 11.992.166 12.220.267 32.560.231 33.314.513 34.086.136 34.875.497 35.682.998 36.509.053 37.354.084 38.218.522

6.386.626 15.441.318 18.811.579 19.821.237 20.430.365 21.026.888 21.608.727 22.173.634 22.719.181 23.242.750 23.741.516 24.212.433 44.780.498 65.874.743 67.400.649 68.961.633 70.558.495 72.192.051 73.863.136 75.572.606


-6,43% -1,73% 0,42% 2,14% 3,93% 5,80% 7,76% 9,82% 11,98% 14,24% 16,61% 19,10% 43,35% 44,35% 45,38% 46,43% 47,51% 48,61% 49,73% 50,88% Beneficio neto sobre recursos totales

-1,61% -0,43% 0,11% 0,53% 0,98% 1,45% 1,94% 2,46% 2,99% 3,56% 4,15% 4,77% 10,84% 11,09% 11,34% 11,61% 11,88% 12,15% 12,43% 12,72%


#¡NUM! #¡NUM! #¡NUM! -23,66% -14,26% -7,76% -3,11% 0,31% 2,89% 4,88% 6,43% 7,67% 8,66% 9,47% 10,14% 10,69% 11,15% 11,54% 11,87% 12,14%

P.R. Retorno inversión sobre Marg. Explot. (años) 8



13%

V.A.N. de la inversión / Marg. de explot. (10%) ######

AÑO 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

PERIODO 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20


estimación 9%


24.036.080 48072160 72108240 96144320 120180400 144216480 168252560 192288640 216324720 240360800 264396880 288432960 288432960 288432960 288432960 288432960 288432960 288432960 288432960 288432960 Coeficiente VAN 6,00%

Prima 0%




Venta a Tarifa Regulada-10% Capital Propio- 12% anual G.N.



0 (172) (343) (515) (687) (858) (1.030) (1.202) (1.373) (1.545) (1.717) (1.888) (2.060) (2.232) (2.403) (2.575) (2.747) (2.918) (3.090)






Coste del gas natural 689.244 709.921 731.219 753.155 775.750 799.022 822.993 847.683 873.113 899.307 926.286 954.075 982.697 1.012.178 1.042.543 1.073.819 1.106.034 1.139.215 1.173.391 1.208.593 1.244.851 1.282.196 Coste del agua de refrigeración 11.220 11.501 11.788 12.083 12.385 12.694 13.012 13.337 13.670 14.012 14.363 14.722 15.090 15.467 15.854 16.250 16.656 17.073 17.499 17.937 18.385 18.845 Operación y mantenimiento 4.005.428 4.105.564 4.208.203 4.313.408 4.421.243 4.531.774 4.645.068 4.761.195 4.880.225 5.002.231 5.127.286 5.255.469 5.386.855 5.521.527 5.659.565 5.801.054 5.946.080 6.094.732 6.247.101 6.403.278 6.563.360 6.727.444 Seguros 1.802.706 1.847.774 1.893.968 1.941.317 1.989.850 2.039.596 2.090.586 2.142.851 2.196.422 2.251.333 2.307.616 2.365.306 2.424.439 2.485.050 2.547.176 2.610.856 2.676.127 2.743.030 2.811.606 2.881.896 2.953.944 3.027.792 Mantenimiento Turbina-Generador 120.769 123.788 126.883 130.055 133.306 136.639 140.055 143.556 147.145 150.824 154.595 158.459 162.421 166.481 170.643 174.910 179.282 183.764 188.358 193.067 197.894 202.841 Costes totales (€) 0 0 6.972.060 7.150.018 7.332.534 7.519.726 7.711.715 7.908.623 8.110.576 8.317.706 8.530.146 8.748.031 8.971.502 9.200.703 9.435.781 9.676.889 9.924.180 10.177.815 10.437.956 10.704.772 10.978.434 11.259.119


(300.451.000) 27.541.716 29.782.751 30.472.512 31.178.129 31.899.961 32.638.379 33.393.759 34.166.489 34.956.962 35.765.582 36.592.762 37.438.923 38.304.498 39.189.926 40.095.660 41.022.160 41.969.897 42.939.354 43.931.023 44.945.409


(300.451.000) 27.541.716 29.782.751 30.472.512 31.178.129 31.899.961 32.638.379 33.393.759 34.166.489 34.956.962 35.765.582 36.592.762 37.438.923 38.304.498 39.189.926 40.095.660 41.022.160 41.969.897 42.939.354 43.931.023 44.945.409

27.541.716 57.324.466 87.796.979 118.975.107 150.875.068 183.513.447 216.907.206 251.073.695 286.030.657 321.796.239 358.389.001 395.827.924 434.132.422 473.322.348 513.418.008 554.440.168 596.410.065 639.349.420 683.280.443 728.225.852


24.036.080 24.036.080 24.036.080 24.036.080 24.036.080 24.036.080 24.036.080 24.036.080 24.036.080 24.036.080 24.036.080 24.036.080

Beneficio Bruto


17.123.323 16.092.779 14.993.217 13.820.016 12.568.243 11.232.636 9.807.582 8.287.089 6.664.766 4.933.793 3.086.893 1.116.303 0 0 0 0 0 0 0 0


(13.617.687) (10.346.108) (8.556.785) (6.677.967) (4.704.362) (2.630.338) (449.903) 1.843.320 4.256.116 6.795.709 9.469.789 12.286.540 38.304.498 39.189.926 40.095.660 41.022.160 41.969.897 42.939.354 43.931.023 44.945.409 Impuesto de sociedades

0 0 0 0 0 0 0 552.996 1.276.835 2.038.713 2.840.937 3.685.962 11.491.349 11.756.978 12.028.698 12.306.648 12.590.969 12.881.806 13.179.307 13.483.623


(13.617.687) (10.346.108) (8.556.785) (6.677.967) (4.704.362) (2.630.338) (449.903) 1.290.324 2.979.281 4.756.997 6.628.852 8.600.578 26.813.148 27.432.948 28.066.962 28.715.512 29.378.928 30.057.548 30.751.716 31.461.786 FINANCIACIÓN DEL PROYECTO



Inflación 0,00%

Euribor 5,50%


30.045.100

Interés 6,50%

Diferencial 1,00%


270.405.900


270.405.900 257.582.798 243.900.910 229.302.720 213.726.862 197.107.860 179.375.853 160.456.301 140.269.671 118.731.105 95.750.062 71.229.935 45.067.650 0 0 0 0 0 0 0 Tasa de apertura

0

Gastos financieros

17.123.323 16.092.779 14.993.217 13.820.016 12.568.243 11.232.636 9.807.582 8.287.089 6.664.766 4.933.793 3.086.893 1.116.303 0 0 0 0 0 0 0 0



12.823.102 13.681.889 14.598.190 15.575.858 16.619.002 17.732.007 18.919.552 20.186.630 21.538.566 22.981.044 24.520.127 26.162.285 0 0 0 0 0 0 0 0


(30.045.100) (2.404.709) 8.084 881.105 1.782.255 2.712.717 3.673.735 4.666.625 5.139.774 5.476.795 5.812.033 6.144.806 6.474.373 26.813.148 27.432.948 28.066.962 28.715.512 29.378.928 30.057.548 30.751.716 31.461.786

(2.404.709) (2.396.625) 889.189 2.663.361 4.494.972 6.386.452 8.340.360 9.806.399 10.616.569 11.288.828 11.956.839 12.619.179 33.287.522 54.246.097 55.499.911 56.782.474 58.094.440 59.436.476 60.809.264 62.213.503


-45,32% -34,44% -28,48% -22,23% -15,66% -8,75% -1,50% 4,29% 9,92% 15,83% 22,06% 28,63% 89,24% 91,31% 93,42% 95,57% 97,78% 100,04% 102,35% 104,72% Beneficio neto sobre recursos totales

-4,53% -3,44% -2,85% -2,22% -1,57% -0,88% -0,15% 0,43% 0,99% 1,58% 2,21% 2,86% 8,92% 9,13% 9,34% 9,56% 9,78% 10,00% 10,24% 10,47%


#¡NUM! #¡NUM! #¡NUM! -28,58% -18,98% -12,24% -7,36% -3,72% -0,94% 1,22% 2,93% 4,30% 5,42% 6,34% 7,10% 7,73% 8,27% 8,73% 9,12% 9,46%

P.R.I. Retorno inversión sobre Marg. Explot. (años)

9 o más años



12%

V.A.N. de la inversión / Marg. de explot. (10%) 22.055.574

AÑO 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

PERIODO 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20


estimación 9%


24.036.080 48.072.160 72.108.240 96.144.320 120.180.400 144.216.480 168.252.560 192.288.640 216.324.720 240.360.800 264.396.880 288.432.960 288.432.960 288.432.960 288.432.960 288.432.960 288.432.960 288.432.960 288.432.960 288.432.960 Coeficiente VAN 6,00%

Prima 0%




Venta a Tarifa Regulada-25% Capital Propio-12% anual GN



0 (172) (343) (515) (687) (858) (1.030) (1.202) (1.373) (1.545) (1.717) (1.888) (2.060) (2.232) (2.403) (2.575) (2.747) (2.918) (3.090)






Coste del gas natural 689.244 709.921 731.219 753.155 775.750 799.022 822.993 847.683 873.113 899.307 926.286 954.075 982.697 1.012.178 1.042.543 1.073.819 1.106.034 1.139.215 1.173.391 1.208.593 1.244.851 1.282.196 Coste del agua de refrigeración 11.220 11.501 11.788 12.083 12.385 12.694 13.012 13.337 13.670 14.012 14.363 14.722 15.090 15.467 15.854 16.250 16.656 17.073 17.499 17.937 18.385 18.845 Operación y mantenimiento 4.005.428 4.105.564 4.208.203 4.313.408 4.421.243 4.531.774 4.645.068 4.761.195 4.880.225 5.002.231 5.127.286 5.255.469 5.386.855 5.521.527 5.659.565 5.801.054 5.946.080 6.094.732 6.247.101 6.403.278 6.563.360 6.727.444 Seguros 1.802.706 1.847.774 1.893.968 1.941.317 1.989.850 2.039.596 2.090.586 2.142.851 2.196.422 2.251.333 2.307.616 2.365.306 2.424.439 2.485.050 2.547.176 2.610.856 2.676.127 2.743.030 2.811.606 2.881.896 2.953.944 3.027.792 Mantenimiento Turbina-Generador 120.769 123.788 126.883 130.055 133.306 136.639 140.055 143.556 147.145 150.824 154.595 158.459 162.421 166.481 170.643 174.910 179.282 183.764 188.358 193.067 197.894 202.841 Costes totales (€) 0 0 6.972.060 7.150.018 7.332.534 7.519.726 7.711.715 7.908.623 8.110.576 8.317.706 8.530.146 8.748.031 8.971.502 9.200.703 9.435.781 9.676.889 9.924.180 10.177.815 10.437.956 10.704.772 10.978.434 11.259.119


######## 27.541.716 29.782.751 30.472.512 31.178.129 31.899.961 32.638.379 33.393.759 34.166.489 34.956.962 35.765.582 36.592.762 37.438.923 38.304.498 39.189.926 40.095.660 41.022.160 41.969.897 42.939.354 43.931.023 44.945.409


######## 27.541.716 29.782.751 30.472.512 31.178.129 31.899.961 32.638.379 33.393.759 34.166.489 34.956.962 35.765.582 36.592.762 37.438.923 38.304.498 39.189.926 40.095.660 41.022.160 41.969.897 42.939.354 43.931.023 44.945.409

27.541.716 57.324.466 87.796.979 118.975.107

150.875.068

183.513.447 216.907.206 251.073.695 286.030.657 321.796.239 358.389.001 395.827.924 434.132.422 473.322.348 513.418.008 554.440.168 596.410.065 639.349.420 683.280.443 728.225.852


24.036.080 24.036.080 24.036.080 24.036.080 24.036.080 24.036.080 24.036.080 24.036.080 24.036.080 24.036.080 24.036.080 24.036.080

Beneficio Bruto


14.269.436 13.410.649 12.494.347 11.516.680 10.473.536 9.360.530 8.172.985 6.905.907 5.553.971 4.111.494 2.572.411 930.252 0 0 0 0 0 0 0 0


(10.763.800) (7.663.978) (6.057.915) (4.374.631) (2.609.655) (758.232) 1.184.694 3.224.501 5.366.910 7.618.008 9.984.271 12.472.591 38.304.498 39.189.926 40.095.660 41.022.160 41.969.897 42.939.354 43.931.023 44.945.409 Impuesto de sociedades

0 0 0 0 0 0 355.408 967.350 1.610.073 2.285.402 2.995.281 3.741.777 11.491.349 11.756.978 12.028.698 12.306.648 12.590.969 12.881.806 13.179.307 13.483.623


(10.763.800) (7.663.978) (6.057.915) (4.374.631) (2.609.655) (758.232) 829.286 2.257.151 3.756.837 5.332.606 6.988.990 8.730.814 26.813.148 27.432.948 28.066.962 28.715.512 29.378.928 30.057.548 30.751.716 31.461.786 FINANCIACIÓN DEL PROYECTO



Inflación 0,00%

Euribor 5,50%


75.112.750

Interés 6,50%

Diferencial 1,00%


225.338.250


225.338.250 212.515.148 198.833.260 184.235.070

168.659.212

152.040.210 134.308.203 115.388.651 95.202.021 73.663.455 50.682.412 26.162.285 (0) 0 0 0 0 0 0 0

Tasa de apertura

0 Gastos financieros

14.269.436 13.410.649 12.494.347 11.516.680 10.473.536 9.360.530 8.172.985 6.905.907 5.553.971 4.111.494 2.572.411 930.252 0 0 0 0 0 0 0 0


######## 13.272.280 16.372.102 17.978.165 19.661.449 21.426.425 23.277.848 24.865.366 26.293.231 27.792.917 29.368.686 31.025.070 32.766.894 26.813.148 27.432.948 28.066.962 28.715.512 29.378.928 30.057.548 30.751.716 31.461.786 Retorno principal

12.823.102 13.681.889 14.598.190 15.575.858 16.619.002 17.732.007 18.919.552 20.186.630 21.538.566 22.981.044 24.520.127 26.162.285 0 0 0 0 0 0 0 0


(75.112.750) 449.178 2.690.214 3.379.975 4.085.591 4.807.424 5.545.841 5.945.814 6.106.601 6.254.351 6.387.642 6.504.943 6.604.609 26.813.148 27.432.948 28.066.962 28.715.512 29.378.928 30.057.548 30.751.716 31.461.786

449.178 3.139.392 6.070.188 7.465.566 8.893.015 10.353.265 11.491.655 12.052.415 12.360.952 12.641.993 12.892.585 13.109.552 33.417.757 54.246.097 55.499.911 56.782.474 58.094.440 59.436.476 60.809.264 62.213.503


-14,33% -10,20% -8,07% -5,82% -3,47% -1,01% 1,10% 3,01% 5,00% 7,10% 9,30% 11,62% 35,70% 36,52% 37,37% 38,23% 39,11% 40,02% 40,94% 41,89% Beneficio neto sobre recursos totales

-3,58% -2,55% -2,02% -1,46% -0,87% -0,25% 0,28% 0,75% 1,25% 1,77% 2,33% 2,91% 8,92% 9,13% 9,34% 9,56% 9,78% 10,00% 10,24% 10,47%


#¡NUM! #¡NUM! #¡NUM! -28,58% -18,98% -12,24% -7,36% -3,72% -0,94% 1,22% 2,93% 4,30% 5,42% 6,34% 7,10% 7,73% 8,27% 8,73% 9,12% 9,46%

P.R.I. Retorno inversión sobre Marg. Explot. (años)

9 o más años



6%

V.A.N. de la inversión / Marg. de explot. (10%) #######

AÑO 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

PERIODO 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20


estimación 6%


24.036.080 48072160 72108240 96144320 120180400 144216480 168252560 192288640 216324720 240360800 264396880 288432960 288432960 288432960 288432960 288432960 288432960 288432960 288432960 288432960 Coeficiente VAN 6,00%

Prima 0%

Planos





PLANOS



Planos


4. Planos. Indice

4.0 TR1-L-PTB-001 Vista de la Planta 4.1 TR1-L-PTB-002 Localización de la Planta 4.2 TR1-E-PTB-001 Diagrama Unifilar 4.3 Balance de Potencia de la Planta Termosolar 4.4 TR1-P-PTB-001 Circuito de Agua-Vapor 4.5 TR1-P-PTB-002 Circuito de aceite 4.6 TR1-P-PTB-003 Circuito de aceite

Presupuesto





PRESUPUESTO


Presupuesto


5. Presupuesto. Indice 5. Presupuesto. 5.1 Desarrollo del Proyecto, Licencias y Contratos 5-3 5.2 Obra Civil 5-4 5.3 Campo Solar 5-7 5.4 Isla de Potencia (Power Block) 5-8 5.5 Sistema de aceite térmico HTF 5-10 5.6 BOP y Sistemas Comunes 5-11 5.7 Instalación eléctrica 5-12 5.8 Integración 5-13 5.9 Seguros y Comisiones de la Instalación 5-13 5.10 Dirección del Proyecto 5-13 5.11 Resumen del Presupuesto 5-14

Presupuesto


5.1 Desarrollo del Proyecto, Licencias y Contratos

1 Desarrollo, licencias y contratos 1.1

8.800 k€ Adquisicion de los derechos de los terrenos 6.560 k€

1.2 REPE + bono 20 k€ 1.3 licencia de construccion de la línea de 220 kV 650 k€ 1.4 estudios geotecnicos 310 k€ 1.5 licencia de construccion en el emplazamiento 1.250 k€ 1.6 mediciones geotecnicas 10 k€

Presupuesto


5.2 Obra Civil

2 Obra civil 2.1

55.000 k€ comienzo 500 k€

2.2 Servicios afectados 2.3 zanja perimetral 800 k€ 2.4 Carretera principal 2.5 estabilizacion de la caliza 630 k€ 2.6 tierra seleccionada 190 k€ 2.7 nivelación del terreno 270 k€ 2.8 H.B.M 670 k€ 2.9 L.V and M.V line disassembly 780 k€ 2.10 cerramientos 3.470 k€

2.11 Obras 2.12 acreditaciones 650 k€ 2.13 nivelación del terreno 2.248 k€ 2.14 Carretera secundaria 2.15 estabilizacion de la caliza 670 k€ 2.16 Suelo seleccionado 190 k€ 2.17 Subida de nivel del suelo 370 k€ 2.18 D.S.T 550 k€ 2.19 zanjas internas 1.700 k€ 2.20 agujeros de las puestas a tierra 575 k€ 2.21 drenaje de lluvia y zanjas de distribucion 980 k€

Presupuesto


2.22 Campo solar 1/4

2.23 Carreteras de servicio 2.24 estabilizacion de la caliza 600 k€ 2.25 tierra seleccionada 450 k€ 2.26 pilotes 1.750 k€ 2.27 encepado de los pilotes 395 k€ 2.28 vigas 2.300 k€ 2.29 Campo solar 2/4 2.30 Carreteras de servicio 2.31 estabilizacion de la caliza 600 k€ 2.32 tierra seleccionada 450 k€ 2.33 pilotes 1.800 k€ 2.34 encepado de los pilotes 430 k€ 2.35 vigas 2.350 k€ 2.36 Campo Solar 3/4 2.37 Carreteras de servicio 2.38 estabilizacion de la caliza 600 k€ 2.39 tierra seleccionada 450 k€ 2.40 Pilotes 1.750 k€ 2.41 encepado de los pilotes 410 k€ 2.42 Vigas 2.300 k€ 2.43 Campo Solar 4/4 2.44 Carreteras de servicio 2.45 estabilizacion de la caliza 600 k€ 2.46 tierra seleccionada 450 k€ 2.47 Pilotes 1.750 k€ 2.48 encepado de los pilotes 430 k€ 2.49 Vigas 2.350 k€

Presupuesto


2.50 Power Block 2.51 pilotes 1.980 k€ 2.52 encepado de los pilotes 1.200 k€

2.53 H.T.F. 2.54 pilotes 1.350 k€ 2.55 encepado de los pilotes 1.670 k€

2.56 B.O.P. 2.57 pilotes 990 k€ 2.58 encepado de los pilotes 180 k€

2.59 Edificios 2.60 montaje de cimientos del almacen de la línea? 1.780 k€ 2.61 colocacion de la zona de contenedores 98 k€ 2.62 naves provisionales 1.560 k€ 2.63 Parking 180 k€ 2.64 Cantina y vestuarios 850 k€ 2.65 Edificio de administracion 450 k€ 2.66 Edificio principal 1.500 k€

2.67 Balsa de evaporación 2.68 Balsa de evaporación 2.200 k€

2.69 Servicios de construcción 1.554 k€

Presupuesto


5.3 Campo Solar

3 Campo solar

3.1

115.000 k€

Soportes de Parábolas y Drive Pylons 2.100 k€

3.2 Drive Pyllons 16.500 k€

3.3 Parábolas 54.000 k€

3.4 Tubos UVAC 39.000 k€

3.5 Cajas de Control 3.400 k€

Presupuesto


5.4 Bloque de Potencia

4 Bloque de Potencia 4.1

32.000 k€ Turbina-Generador

4.2 STG manufactura y suministros de la turbina de vapor 16.000 k€ 4.3 Descarga, mech. Instalacion y comisiones 910 k€ 4.4 Sistema de vapor 4.5 Tuberias 370 k€ 4.6 Valvulas 195 k€ 4.7 Aislamiento termico 101 k€ 4.8 Instalacion y comisiones 370 k€ 4.9 Sistema de agua de alimentacion 4.10 deareator??? 250 k€ 4.11 Bombas de agua de alimentacion 930 k€ 4.12 HP Precalentador 1 135 k€ 4.13 HP Precalentador 2 150 k€ 4.14 Tuberias 23 k€ 4.15 Valvulas 305 k€ 4.16 Aislamiento termico 35 k€ 4.17 Instalacion y comisiones 150 k€ 4.18 Sistema de condensado 4.19 Bombas de condensado 385 k€ 4.20 LP Precalentador de condensado 1 140 k€ 4.21 LP Precalentador de condensado 2 110 k€ 4.22 LP Precalentador de condensado 3 125 k€ 4.23 Tuberias 21 k€ 4.24 Valvulas 53 k€ 4.25 Aislamiento termico 57 k€ 4.26 Instalacion y comisiones 171 k€ 4.27 Sistema de drenaje y otros 4.28 Desgasificador y tanques de drenaje 140 k€ 4.29 Tuberias 22 k€ 4.30 Valvulas 133 k€ 4.31 Aislamiento termico 81 k€ 4.32 Instalacion y comisiones 203 k€ 4.33 Sistema de agua de circulación 4.34 Torre de refrigeracion 1.530 k€ 4.35 Bombas de circulacion 263 k€ 4.36 Tuberias 216 k€ 4.37 Valvulas 125 k€ 4.38 Instalacion y comisiones 363 k€

Presupuesto


4.39 Sistema de refrigeracion para auxiliares 4.40 Distintos equipos (bombas, HEX's, etc) 103 k€ 4.41 Tuberias 24 k€ 4.42 Valvulas 49 k€ 4.43 Instalacion y comisiones 180 k€ 4.44 Planta de tratamiento de agua 4.45 Demin planta de agua 1.329 k€ 4.46 ceras de la PTA para el condensado 445 k€ 4.47 Distintos equipos (bombas, tanques, etc) 103 k€ 4.48 Dosis de aditivos 316 k€ 4.49 Sistema de muestreo 271 k€ 4.50 HVAC 29 k€ 4.51 Sistema de aire comprimido 4.52 Equipos principales( compresores,secadores,filtros) 105 k€ 4.53 Tuberias,instalacion y comisiones 88 k€ 4.54 Sistema de caldera auxiliar 4.55 caldera 375 k€ 4.56 Tuberias,instalacion y comisiones 60 k€ 4.57 Sistema de refrigeracion para auxiliares 4.58 equipos de control (PLC's, etc) y servicios (software) 267 k€ 4.59 Valvulas de control 435 k€ 4.60 Elementos de medida de nivel y transmisores 85 k€ 4.61 Medidores de flujo y transmisores 262 k€ 4.62 Medidores de Presion, Temperatura 142 k€ 4.63 Accesorios de instalacion 398 k€ 4.64 instrumentos de construccion 554 k€ 4.65 Servicios 4.66 Ingenieria y comisiones 1.909 k€ 4.67 Servicios de llave en mano (seguros, garantias...) 409 k€

Presupuesto


5.5 Sistema de Fluído Térmico HTF

5 Sistema de Fluido Térmico HTF 5.1

36.500 k€ Sistema de generacion de vapor (SGS)

5.2 Precalentador de agua de alimentacion 1.690 k€ 5.3 Generador de vapor(vaporizador) 4.132 k€ 5.4 Sobrecalentador 980 k€ 5.5 Recalentador 1.251 k€ 5.6 Descarga,mecanica, instalacion y comisiones 374 k€ 5.7 Circuito cerrado 5.8 Bombas principales 1.599 k€ 5.9 Deposito de expansion 321 k€ 5.10 Tuberias 2.472 k€ 5.11 Valvulas 1.001 k€ 5.12 Aislamiento termico 2.090 k€ 5.13 Descarga,mecanica, instalacion y comisiones 6.728 k€ 5.14 Sistema de almacenaje e intercambio 5.15 Tanques de rebose(ullage y reclamation) 1.450 k€ 5.16 Bombas de recirculacion del rebose 97 k€ 5.17 Descarga,mecanica, instalacion y comisiones 221 k€ 5.18 Reclamation system 5.19 Deposito del sistema Reclamation 86 k€ 5.20 Descarga,mecanica, instalacion y comisiones 10 k€ 5.21 Ullage system 5.22 Refrigeradores de aire del Ullage 123 k€ 5.23 Bombas 58 k€ 5.24 Deposito de Ullage 89 k€ 5.25 instalacion y comisiones 33 k€ 5.26 Natural gas back-up heaters 5.27 Back-up calentador del aceite 2.886 k€ 5.28 Proteccion de la bomba anticongelacion HTF 190 k€ 5.29 instalacion y comisiones 327 k€ 5.30 HTF total 5.297 k€ 5.31 Instrumentación y control 5.32 Equipos de control y servicios 95 k€ 5.33 Medidores de flujo y transmisores 210 k€ 5.34 Medidores de Presion, Temperatura y variaciones de presion 160 k€ 5.35 Accesorios de instalacion 112 k€ 5.36 instrumentos de construccion 199 k€ 5.37 Servicios 5.38 Ingenieria y servicios de comisión 1.760 k€ 5.39 Servicios llave en mano 459 k€

Presupuesto


5.6 BOP y Servicios Comunes

6 BOP y sistemas comunes 6.1

24.900 k€ Esquema de alimentacion de agua del rio

6.2 Conexión al agua de irrigacion 1.033 k€ 6.3 PTA del agua del rio 1.122 k€ 6.4 Tanques 454 k€ 6.5 Otros equipos(tuberias,valvulas,etc) 150 k€ 6.6 Sistema de aguas residuales 1.195 k€ 6.7 Depuradora de alta conductividad 1.185 k€ 6.8 Secado de lodos 390 k€ 6.9 Distintos equipos(bombas, tuberias,etc) 93 k€ 6.10 Sistema de Nitrogeno 72 k€ 6.11 Sistema anticendios 6.12 Instalacion de bombas 150 k€ 6.13 Distribucion de agua 280 k€ 6.14 Deteccion 164 k€ 6.15 Elementos de extincion 6.16 Bocas de riego y mangueras 206 k€ 6.17 Sistemas de diluvio(agua+espuma) 333 k€ 6.18 Extincion manual 32 k€ 6.19 Distintos equipos 155 k€ 6.20 Gas Natural alimentacion, instalacion y conexión 6.21 Conexión a la red 990 k€ 6.22 Estacion de gas 180 k€ 6.23 Distribucion del GN dentro de la planta 180 k€ 6.24 Otros(pruebas,normativa,etc) 60 k€ 6.25 HVAC 6.26 Ventilacion (ventiladores, louvers) 100 k€ 6.27 Unidades de acondicionamiento de aire 81 k€ 6.28 OTROS 6.29 Proteccion del perimetro y CCTV 66 k€ 6.30 Comunicaciones en el interior de la planta 90 k€ 6.31 Equipamiento de agua para los laboratorios 140 k€ 6.32 Equipos de trabajo 144 k€ 6.33 Equipos del edificio de administracion - 6.34 Instrumentacion y control 6.35 Control 90 k€ 6.36 Instrumentacion 115 k€ 6.37 Ingenieria 6.38 Ingenieria y servicio de comisiones 1.210 k€ 6.39 Servicios de llave en mano 210 k€ 6.40 Conexión a la red 14.230 k€

Presupuesto


5.7 Instalación Eléctrica

7 Instalacion electrica

8.000 k€

7.1 Celdas de MT 195 k€ 7.2 Embarrado de MT y cableado 302 k€ 7.3 Transformadores de servicios auxiliares 120 k€ 7.4 Celdas de BT y Cuadros MCC 386 k€ 7.5 Lineas de BT hasta los sistemas del power block 283 k€

7.6 Equipamiento variado (tierras, bandejas,alumbrado, etc) 183 k€

7.7 Sistemas de componentes electricos 7.8 Sistema de AT (220 KV) 7.9 Transformador de potencia (220/11 KV) 1.670 k€ 7.10 Línea aerea hasta la subestación de REE 310 k€ 7.11 Otros 292 k€ 7.12 Sistema de MT (11/6 KV) 7.13 Transformadores de SSAA (11/6 KV) 290 k€ 7.14 Transformadores de distribucion (6/0,4 KV) 60 k€ 7.15 Celdas de MT 1.295 k€ 7.16 Embarrado de MT y cables 470 k€ 7.17 Otros 225 k€ 7.18 Sistema de BT(0,4 KV) 7.19 Celdas de BT/MCC 435 k€ 7.20 Cables BT 310 k€


7.22 MT embarrados y cables 150 k€ 7.23 Celdas de BT y cuadros MCC 175 k€ 7.24 BT a los equipos de HTF 239 k€


Presupuesto


5.8 Integración

8 INTEGRACION 8.1

4.500 k€ Integración 2.835 k€

8.2 DCS 1.665 k€

5.9 Comisiones y Seguros de la Construcción

9 Comisiones y Seguros de la Construcción 9.1

2.600 k€ Entrenamiento de los operarios 250 k€

9.2 Comision de la compra de gas 150 k€ 9.3 Seguros de la Construcción 2.200 k€

5.10 Dirección y Gestión del Proyecto

11 EPC MANAGEMENT 11.1

4.400 k€ Direccion del proyecto 2.750 k€

11.2 Presupuesto de mobilizacion 1.430 k€ 11.3 Potencia constructiva 220 k€

Presupuesto


5.11 Resumen del Presupuesto.

Coste de la Inversión

Partidas Precio (k€) Desarrollo del proyecto, licencias y contratos. 8.800

Obra civil. 55.000

Campo solar. 115.000 Isla de potencia (Power Block). 32.000

Sistema de aceite térmico HTF 36.500

BOP y sistemas comunes. 24.900

Instalación eléctrica. 8.000

Integración 4.500

Seguros de la construcción y comisiones de la instalación.

2.600

Dirección del proyecto 4.400

Total 291.700 k€

Costos Adicionales (k€)

Repuestos (aprox. 2% de la inversión) 5.834

Imprevistos (aprox. 1% de la inversión) 2.917

TOTAL INVERSION PROYECTO 300.451.000,00 €

[Escribir texto] Pliego de Condiciones





PLIEGO DE CONDICIONES





6. Pliego de Condiciones. Índice 6.1 Objeto 6-3 6.2 Documentación del Contrato de obras 6-3 6.3 Condiciones Facultativas 6-3 6.3.1 Delimitación de las funciones técnicas 6-3 6.3.2 Derechos y Obligaciones del Contratista 6-5 6.3.3 Prescripciones relativas a trabajos y materiales 6-7 6.3.4 Recepción y garantías 6-9 6.4 Condiciones técnicas 6-12 6.4.1 Generalidades 6-12 6.4.2 Estructuras de soportación 6-13 6.4.3 Cableado 6-13 6.4.4 Conexión a la red 6-13 6.4.5 Mediciones 6-14 6.4.6 Protecciones 6-14 6.4.7 Puesta a tierra de las instalaciones 6-14 6.4.8 Compatibilidad electromagnética 6-14 6.4.9 Etapas en el montaje de la instalación 6-14 6.4.9.1 Replanteo y Obra Civil 6-15 6.4.9.2 Cimentación 6-15 6.4.9.3 Montaje de la Estructura 6-15 6.4.9.4 Colocación de módulos e instalación eléctrica 6-15 6.4.9.5 Fin de la Obra y Puesta en Marcha 6-16 6.5 Condiciones Económicas 6-16 6.5.1 Pagos de la Obra 6-16 6.5.2 Precios 6-16 6.5.3 Revisión de Precios 6-17 6.5.4 Penalizaciones 6-17 6.5.5 Modificaciones del Proyecto 6-17 6.5.6 Fianza y sanciones 6-17



6.1 Objeto El presente Pliego de Condiciones tiene como objetivo la regulación de la ejecución de las

obras fijando los niveles técnicos y de Calidad exigibles, precisando las intervenciones que

correspondan de acuerdo a la Legislación aplicable a la Propiedad, al Contratista, a sus

técnicos y/o encargados, así como determinando también las relaciones entre todos ellos y

sus correspondientes obligaciones en el cumplimiento del Contrato de Obras.

6.2 Documentación del Contrato de Obras.

Integrarán éste Contrato de Obras los siguientes documentos:

- Documentación del Contrato de Obras

- Pliego de Condiciones

- Resto de Documentación del Proyecto (Planos, Memórias...)

El presente Proyecto es una obra de nueva ejecución, por tanto tendrá que ser entregada

una vez acabada de acuerdo al uso a la que va destinada.

Todas las órdenes e instrucciones de la Dirección Facultativa de la Obra tendrán que ser

incorporadas al Proyecto como interpretación, complemento ó mera justificación de las

medidas adoptadas.

En cada documento, las especificaciones literales prevalecerán sobre las gráficas, y en los

planos, la cota siempre prevalecerá sobre la medida a escala.

6.3 Condiciones Facultativas.

6.3.1 Delimitación de las Funciones técnicas

Relación de funciones que corresponden a la parte facultativa:

- Relación de los complementos ó rectificaciones del Proyecto original

- Visita periódica a las obras para resolver las posibles dificultades ó desviaciones

que surjan, dirigiendo in situ las actuaciones encaminadas a la solución de los

problemas.



- Coordinación de la intervención de otros técnicos con funciones específicas.

- Aprobación de las certificaciones parciales de obra, así como la liquidación final, y

asesoramiento al Promotor en el acto de la recepción.

- Planificación del Control de Calidad y económico de las Obras.

- Estudio de las medidas a adoptar en función del riesgo del trabajo y la obra,

aprobando el Plan de Seguridad y Salud a aplicar.

- Replanteo de la Obra y redacción del acta correspondiente con la aprobación del

Contratista.

- Comprobación de instalaciones provisionales y/o auxiliares y sistemas de seguridad

e higiene en el trabajo, controlando su ejecución.

- Dirección de la ejecución material de la obra de acuerdo al proyecto y la Normativa

Técnica vigente.

- Realización de ensayos de materiales, instalaciones y otras unidades de obra según

las frecuencias del Plan de Control establecido, para asegurar la Calidad

constructiva de acuerdo con el Proyecto y la Normativas Técnica aplicable. En caso

de resultados no admisibles en las pruebas, tendrá que informar al contratista de las

acciones correctivas a adoptar.

- Validar el certificado final de obra.

Relación de funciones que corresponden al Contratista:

- Organización de los trabajos, redacción de planes de obra necesarios y

coordinación de instalaciones provisionales/auxiliares de la obra.

- Implantación del Plan de Seguridad y Salud de la Obra, adoptando medidas

preventivas si corresponde y velando en todo momento por su cumplimiento de

acuerdo a la Normativa vigente en éste tema (Ordenanza General de Seguridad e

Higiene en el Trabajo).

- Validación del acta de replanteo de la obra y coordinación de las intervenciones de

los subcontratistas.

- Dirección de todo el personal que trabaja en la obra y coordinación de las

actividades de los subcontratistas.

- Asegurar la calidad de los materiales y elementos que se empleen en la obra,

rechazando (por iniciativa própia ó prescripción de la parte facultativa) aquellos

suministros que no dispongan de las garantías necesarias.



- Preparación de las certificaciones parciales de obra, así como la propuesta de

liquidación final

- Validación de las actas de recepción provisional y definitiva conjuntamente con el

Promotor.

- Tramitación de los seguros por accidentes de trabajo y daños a terceros durante la

realización de las obras.

- Adecuación en todo momento del número de operarios presentes en la obra con la

cuantía de los trabajos a llevar a cabo.

6.3.2 Derechos y Obligaciones del Contratista.

Antes del inicio de las obras, el Contratista tendrá que hacer constar por escrito que la

documentación del Proyecto aportada es suficiente para la compresión de la totalidad de la

obra contratada; en caso contrario, tendrá que solicitar las aclaraciones pertinentes. A partir

de éste momento, el Contratista quedará sometido a las leyes, reglamentos y ordenanzas

vigentes durante la duración de la ejecución de la obra.

El Contratista deberá presentar un Plan de Seguridad y Salud de la Obra (que podrá ser el

incluído en el Proyecto u otro con modificaciones) para la correspondiente aprobación de

la Dirección Facultativa.

En la oficina habilitada por el Contratista en obra, la Dirección Facultativa (o su

representante) deberá poder consultar, siempre que lo desee, los siguientes documentos:

- Proyecto completo de la ejecución de obra.

- Licencia de Obras.

- Libro de Órdenes y Asistencias.

- Plan de Prevención de Riesgos Laborales.

- Libro de Incidencias.

- Reglamento y Ordenanza de Seguridad e Higiene en el Trabajo.

- Documentación relativa a seguros.

En el caso de delegar las funciones en otra persona, el Contratista estará obligado a

comunicarlo a la Propiedad. En todos los casos, ésta persona tendrá que disponer de las

facultades necesarias para poder adoptar en todo momento las competéncias própias de



la contrata (de igual forma que todo el personal que realice trabajos en la obra tendrá

que tener la capacitación correspondiente a sus funciones); en caso contrario, la parte

facultativa podrá paralizar las obras hasta la resolución satisfactoria (por ambas partes)

de la situación. Así mismo, durante las visitas de la parte Facultativa a las obras, el

representante del Contratista tendrá que estar presente facilitando la práctica de los

reconocimientos necesarios y suministrando los datos precisos para comprobación de

liquidaciones.

La parte de la Contrata estará obligada a hacer lo posible para la buena ejecución y

aspecto de las obras (aunque no esté claramente determinado en los diferentes

documentos del Proyecto), dentro de las limitaciones que el presupuesto fije para cada

unidad de obra y tipo de ejecución.

En el acto de la Recepción Provisional de la Obra, el Contratista tendrá que entregar

los planos de todas las instalaciones llevadas a término en la obra (con las

modificaciones realizadas y estado final de las mismas), así como las correspondientes

autorizaciones de la Delegación Provincial de Industria, Sanidad y Entidad Local para

la puesta en servicio de las mismas. Irán igualmente a cargo del Contratista todos los

arbitrios, licencias municipales, alumbrado, sanciones…que ocasionen las obras desde

su comienzo hasta la total finalización de las mismas.

Toda interpretación, aclaración ó modificación al redactado en los documentos del

Proyecto (por parte de la Dirección Facultativa) deberá ser comunicada de forma

escrita a la contrata, y ésta última estará obligada a responder con un original (ó una

copia) firmada del escrito recibido, mostrando de ésta forma su conocimiento y

aceptación. En caso de desacuerdo, el Contratista siempre podrá hacer una reclamación

(dentro de un término de 3 días) a la parte facultativa, y solicitar el correspondiente

recibo; igualmente el Contratista podrá solicitar cuantas aclaraciones precise para la

correcta interpretación y ejecución de la obra proyectada.

Para cualquier reclamación, (desacuerdo con la parte facultativa) de carácter

económico, el Contratista tendrá que dirigirse directamente a la Propiedad; si en

cambio es de tipo técnico, deberá dirigirse a la parte facultativa (ingeniero ó arquitecto)



la cual únicamente quedará obligada a la emisión del correspondiente justificante de

recepción, mediante el cual el Contratista podrá salvar su responsabilidad.

En casos de desobediencia a las órdenes, incompetencia ó negligencia grave por parte

del personal de la obra, perturbando la normal marcha de la misma, la parte facultativa

podrá pedir al contratista que retire de la obra a los responsables de la perturbación.

El Contratista podrá subcontratar capítulos ó unidades de obra a otros contratistas ó

industriales, sin que por éste hecho quede libre de sus obligaciones como Contratista

General de la Obra.

6.3.3 Prescripciones relativas a Trabajos y Materiales.

El Contratista estará obligado a la realización y/o Mantenimiento de los accesos al

emplazamiento a la obra, así como al sistema de control de accesos, a lo largo de la

duración de la obra. Igualmente, tendrá que colocar en un lugar claramente visible

(entrada principal a la obra) un cartel (previamente acordado con la parte facultativa)

donde consten los principales datos de la obra: título, técnicos competentes,…

El replanteo sobre el terreno de la obra será la primera tarea del Contratista, fijando las

principales referencias que quedarán como base de replanteos posteriores.

Tanto los trabajos de replanteo como la elaboración del acta y planos correspondientes

(que deberán ser aprobados por la parte facultativa) van a cargo del Contratista.

De forma obligatoria y por escrito, el Contratista deberá de comunicar a la Dirección

Facultativa la fecha de inicio de los trabajos (con una antelación mínima de 3 días);

posteriormente, estará obligado a respetar los términos parciales y totales de ejecución

de las obras, de acuerdo con el compromiso adquirido en el momento de la firma del

Contrato.

En general, la Contrata determinará el orden de realización de los diferentes trabajos,

aunque la parte facultativa, por razones de tipo técnico, podrá estimar conveniente su

cambio.



El Contratista General de la obra dará facilidades al resto de Contratistas que

intervengan en los trabajos de la misma (previo acuerdo de las compensaciones

económicas entre ellos), a la hora de compartir sistemas auxiliares, suministro de

energía eléctrica, … En caso de litigio, todos deberán someterse a lo que dictamine la

Dirección Facultativa.

Si por motivo de cualquier accidente ó imprevisto de fuerza mayor se tuviese que

ampliar el Proyecto inicial, las obras no pararán mientras se modifica el Proyecto

inicial. Es importante hacer constar que, en éstos casos particulares, la contrata estará

obligada a llevar a cabo con sus propios medios, lo que ordene la Dirección Facultativa

en cuanto a derribos, apuntalamientos ó cualquier otra obra de carácter urgente.

Igualmente, si por causa de fuerza mayor ó ajena a la voluntad del Contratista, éste no

pudiera comenzar las obras, tuviera que suspenderlas ó sencillamente no pudiera

cumplir con oos términos prefijados, previa argumentación y solicitud por escrito de

una prórroga, ésta última le podrá ser concedida por la parte facultativa.

Todos los trabajos se deberán ejecutar según las indicaciones contenidas en el

Proyecto, ó las modificaciones/instrucciones aprobadas por la Dirección Facultativa,

que por escrito se hayan comunicado a la Contrata, siempre que se ajusten a las

limitaciones del presupuesto.

El Contratista será responsable de la ejecución de los trabajos contratados y de los

defectos (por mala gestión, deficiente calidad de los materiales ó aparatos colocados)

que aparezcan en las instalaciones entregadas hasta la recepción definitiva de la obra.

Así, si la parte facultativa observa (en controles ó ensayos) vicios ocultos ó defectos en

los trabajos ó materiales en cualquier momento del proceso de ejecución de la obra,

podrá ordenar la ejecución de nuevo de los trabajos de la parte defectuosa, que irán a

cargo del Contratista; si esta última no estuviera de acuerdo con la decisión, y se niega

a ejecutar los trabajos, será entonces la Propiedad quién deberá resolver la situación.

La Contrata será libre de escoger los proveedores de materiales y aparatos que estime

conveniente, siempre que no se exponga lo contrario en algún documento del Proyecto.



De todas formas, estará obligado a presentar a la parte facultativa un listado completo

de los materiales y aparatos que quiera emplear en la obra, donde consten como

mínimo la marca, modelo, calidad y la procedencia de cada uno de ellos.

El transporte y la gestión integral (almacenamiento en lugar adecuado, reciclaje ó

rechazo a vertedero autorizado) de materiales procedentes de excavaciones, derribos ó

restos de obras no utilizables irá a cargo del Contratista. Al mismo tiempo, todas las

pruebas y ensayos, (y sus repeticiones en caso de resultados negativos ó pocas

garantías del resultado) de materiales y elementos que intervengan en la ejecución de la

obra, serán igualmente a cargo del Contratista.

En general, y siempre que no existan prescripciones al respecto en la documentación

del Proyecto, la Contrata ejecutará las obras de acuerdo a las instrucciones dictadas por

la Dirección Facultativa; en el caso de que ésta última no intervenga, el Contratista

deberá actuar de acuerdo a las reglas y prácticas que dicte la ética profesional.

6.3.4 Recepción y Garantías.

La Dirección Facultativa comunicará a la Propiedad, 15 días antes de la finalización de

la obra, la conveniencia de fijar una fecha de recepción provisional. En ésta acto

deberán estar presentes el Contratista, la Dirección Facultativa, y la Propiedad; una vez

verificada e inspeccionada la obra, se levantará un acta que deberá ser firmada por

todas las partes. Si las obras son admitidas por todas y cada una de las partes, la

Dirección Facultativa extenderá el correspondiente Certificado Final de Obra,

comenzando a partir de éste momento la garantía. En el caso de que el estado de las

obras no sea el correcto, se hará constar en el acta provisional de la obra, indicando al

Contratista las instrucciones oportunas para reparar los defectos observados y

acordando un término pasado el cual se volvería a repetir el acto de Recepción

Provisional de la Obra. Si en ésta segunda ocasión, el Contratista no ha cumplido con

sus obligaciones, se podrá rescindir el Contrato con la correspondiente pérdida de

fianza.



Después de la Recepción Provisional de las Obras, el representante de la Parte

Facultativa, junto con el Contratista ó su representante, procederán a la recepción

definitiva de la obra y la liquidación de la misma. El certificado emitido y firmado por

todas las partes servirá como abono por parte de la propiedad de la suma faltante.

La Dirección Facultativa deberá facilitar a la Propiedad toda la documentación final de

la obra, con las especificaciones y contenidos de acuerdo a la legislación vigente.

La garantía será de 12 meses, término en el cual la Contrata deberá corregir sus

defectos observados en la obra y reparar las averías causados por éstos en el conjunto

de la instalación. En todos los casos, los gastos irán a su cargo, y si se niega, la

Propiedad podrá ejecutar las obras con cargo a la fianza. De la misma forma, los gastos

de conservación de la instalación durante el período de la garantía (comprendida entre

la recepción definitiva y provisional) irán a cargo de la Contrata.

El Contratista deberá entregar a la Propiedad un documento en el cual quede constancia

del suministro de componentes, materiales y manuales para el uso y mantenimiento de

la instalación. Este documento deberá estar firmado por duplicado por ambas partes,

conservando cada una copia. Los manuales entregados al propietario, deberán estar

redactados en alguna de las lenguas oficiales que rijan en el emplazamiento de la Obra.

Antes de las pruebas de correcto funcionamiento de la instalación, todos los

componentes deberán haber superado las pruebas de funcionamiento en fábrica, de las

cuales se redactará un acta que será adjuntada a los correspondientes certificados de

Calidad.

Las pruebas a realizar por el instalador, deberán como mínimo ser las siguientes:

- Funcionamiento y puesta en marcha de todos los sistemas.

- Pruebas de arranque y parada de las diferentes situaciones de funcionamiento.

- Pruebas de actuación de los elementos y medidas de protección, seguridad y

alarmas.

- Determinación de la potencia real instalada.

Una vez finalizadas todas las diferentes pruebas y la puesta en marcha de la instalación,

se pasará a la fase de la Recepción Provisional de la Instalación. A pesar de ello, el

Acta de Recepción Provisional no se firmará hasta haber comprobado que todos los



sistemas y elementos que forman parte de la instalación hayan funcionado

correctamente durante un mínimo de 240 horas seguidas, en ausencia de paradas

causadas por fallos ó errores del sistema, y además se hayan cumplido los siguientes

requisitos:

- Entrega de todas la documentación citada en éste pliego.

- Retirada de la obra de todo el material sobrante.

- Limpieza general de la obra con transporte de los residuos al vertedero.

Durante todo éste período, el proveedor será el único responsable de la operación de

los componentes suministrados, y deberá formar al personal de la operación de la

instalación.

Todos los componentes suministrados, así como la instalación en conjunto estarán

protegidos frente a defectos de fabricación, instalación ó diseño por una garantía de 3

años, a contar a partir de la fecha de la firma del Acta de Recepción Provisional.

De cualquier forma, el instalador quedará obligado a la reparación de posibles fallos en

el funcionamiento de la instalación que puedan producirse, siempre y cuando el origen

de las mismas sea debido a defectos ocultos de diseño, construcción, materiales y/o

montaje. En éstos casos, el instalador estará obligado a la reparación total de las averías

causadas por el fallo en concreto, sin ningún cargo. En cualquier caso, y de forma

general, deberá someterse a lo que dictamine la Legislación Vigente referente a los

vicios ocultos en las instalaciones.

La Recepción definitiva tendrá lugar una vez pasado el período de garantía, y de la

misma forma que la Provisional. Igualmente, si en el reconocimiento de la obra, ésta no

se encuentra en condiciones, la Recepción Definitiva se retrasará durante un término

acordado entre las diferentes partes.

A partir del momento de la recepción definitiva, la Contrata quedará relevada de toda

responsabilidad sobre la obra, excepto de las que puedan derivarse de vicios ocultos.

Recíprocamente, ésta última deberá garantizar a la Propiedad frente a posibles

reclamaciones de terceros, derivadas de incumplimientos en sus obligaciones

económicas ó de cualquier otro tipo de disposiciones legales relacionadas con la obra.



En el caso de rescisión del Contrato, el Contratista estará obligado a:

- Retirar toda la maquinaria, medios auxiliares, instalaciones… de su propiedad

presentes en el emplazamiento de la obra.

- Resolver todas las subcontrataciones con terceros que tenga contratados en la obra.

- Dejar la obra en condiciones de poder ser reiniciada por otra empresa.

Finalmente, la parte facultativa emitirá una Recepción Provisional de los trabajos

acabados totalmente, mientras que para los restantes (incompletos pero aceptables) se

emitirá una única Recepción Definitiva.

6.4 Condiciones Técnicas.

6.4.1 Generalidades.

La instalación deberá ser ejecutada por una empresa instaladora debidamente

acreditada por la Administración Competente.

Todos los materiales a emplear en la presente obra serán de primera Calidad y reunirán

las condiciones generales exigidas en instalaciones de éste tipo, según disposiciones

vigentes referentes a materiales. Igualmente, los equipos a instalar serán de primera

Calidad, con sus correspondientes protecciones debidamente verificadas, garantizadas

por los fabricantes y de acuerdo a la legislación vigente.

Como regla general, se deberá asegurar como mínimo un grado de aislamiento

eléctrico de tipo Clase 1, por lo que concierne a equipos como a materiales.

La instalación incorporará todos los elementos y carácterísticas necesarios para

garantizar en todo momento la calidad del suministro eléctrico.

Los materiales expuestos a la intemperie se protegerán contra la acción de los agentes

ambientales, en particular contra el efecto de la radiación solar y la humedad.



Se incluirán todos los elementos necesarios de seguridad y protecciones, asegurando la

protección ante contactos directos e indirectos, cortocircuitos, sobrecargas…

Por motivos de seguridad y operación de los equipos, todos los indicadores ó etiquetas

de los mismos deberán estar redactados en castellano.

6.4.2 Estructuras de Soportación.

La estructura soporte de los módulos deberá resistir, con los elementos instalados, las

sobrecargas debidas al efecto del viento, de acuerdo a la Normativa vigente.

El diseño de la estructura y el sistema de fijación de los elemento a la misma,

permitirán las necesarias dilataciones térmicas sin la transmisión de cargas que puedan

afectar a la integridad de los elementos. De la misma forma, los puntos de sujeción de

los elementos serán suficientes en número.

EL diseño de la estructura permitirá el montaje y desmontaje de los elementos. Los

tornillos de sujeción de los elementos serán de acero galvanizado.

6.4.3 Cableado.

Todos los polos positivos y negativos de cada armario se conducirán de forma separada

y protegida de acuerdo a la Normativa vigente. Los conductores serán de cobre y

tendrán la sección adecuada para evitar caídas de tensión fuera de los límites

establecidos y calentamientos. Las líneas tendrán la longitud necesaria para no generar

esfuerzos en los diferentes elementos de la instalación, ni permitir la posibilidad de

encuentro accidental por parte del personal que opere en la misma.

6.4.4 Conexión a la red

La instalación deberá cumplir con lo que se dictamina en el RD1663/2000 referente a

las instalaciones de generación eléctrica. La conexión a la red se realizará a 220kV por

medio de la Subestación Principal.



6.4.5 Mediciones

La instalación deberá cumplir con lo estipulado en el RD 667/2007 referente a

estaciones de generación eléctrica.

6.4.6 Protecciones

La instalación deberá cumplir con lo que se dictamina en el RD 667/29007 referente a

las instalaciones de generación eléctrica. Para las conexiones trifásicas a la red, las

protecciones de interconexión de máxima y mínima frecuencia (49 y 51 Hz) y de

máxima y de mínima tensión (1,1Um y 0,85Um) deberán existir para cada fase.

6.4.7 Puesta a tierra de las instalaciones.

La instalación deberá cumplir con lo que se dictamina en el RD1663/2000 referente a

las condiciones de puesta a tierra en instalaciones eléctricas. Todas las masas de la

instalación deberán estar conectadas a una única tierra, que será independiente de la del

neutro de la compañía distribuidora.

6.4.8 Harmónicos y Compatibilidad electromagnética.

La instalación deberá cumplir con lo que dictamina el RD1661/2000 referente a los

harmónicos y compatibilidad electromagnética en instalaciones generadoras de

electricidad.

6.4.9 Etapas en la construcción de la instalación.

Previamente al inicio de las obras, deberá llegarse a un acuerdo satisfactorio con la

empresa distribuidora sobre el punto de conexión, hacer la inscripción previa en el

Registro de Productores de Energía en Régimen Especial (según marca el RD436/2004

de 27 de Marzo) y pedir la correspondiente Licencia Municipal de Obra.



6.4.9.1 Replanteo

Como en cualquier otra obra, en el inicio de la misma, se deberá indicar (plano en

mano) delante del terreno: el movimiento de tierras, la ubicación de las cimentaciones

para las soportaciones, las zanjas para la conducción de líneas y tuberías

subtrerráneas,….

6.4.9.2 Cimentaciones

En primer lugar se realizará el movimiento de tierras (y limpieza general) necesaria

para el acondicionamiento del campo solar. Una vez realizada ésta primera fase, se

procederá a las excavaciones e implementación de pilotes para soportación de las

estructuras que llevan las parábolas de espejos. Éstas últimas llevan el forjado metálico

que soportan todos y cada uno de los espejos. Estos pilotes se calcularán de forma que

el grado de asentamiento de los mismos no supere los 20 mm.

6.4.9.3 Montaje de Estructuras de parábolas.

El montaje de las parábolas requiere de un utillaje especial que deberá ser provisto por

el Contratista. Éstas parábolas deberán instalarse según se indican en los planos de

situación de parábolas y alinearse posteriormente de forma que se respeten las

tolerancias inferiores al centímetro de diferencia entre cada una de las mismas.

Cada grupo de 8 parábolas dispone en la instalación de una central hidráulica que se

destina al movimiento de las mismas. Ésta dispone de un posicionador (encoder) así

como de un seguidor solar para adecuar la posición de las parábolas a la máxima

captación de radiación solar.

6.4.9.4 Colocación de parábolas e instalación eléctrica.

Una vez acabada la fase de instalación de parábolas, se procederá a la instalación de los

tubos absorbedores. Éstos tubos absorbedores se presentarán en la instalación en

módulos de 3 elementos, soldados entre sí en la propia nave de ensamblaje. Cada grupo

de 8 parábolas se dispondrá de una central hidráulica para el movimiento de las



parábolas. Éstas unidades se pondrán a tierra por medio de los cables de tierra de la

sección adecuada que discurrirán bajo el campo solar por medio de zanjas dispuestas a

tal efecto, así como los cables de comando de los puntos de consigna de posiciones y

demás datos de cada uno de los grupos de las parábolas.

6.4.9.5 Fin de Obra y puesta en marcha.

Con la finalización de todas las etapas descritas anteriormente, se podrá firmar el

contrato con la empresa distribuidora y solicitar (por parte del titular de la instalación)

la inscripción definitiva e el Registro de Productores de Energía Eléctrica en Régimen

Especial.

Finalmente, se podrá efectuar la puesta en marcha (con las correspondientes pruebas de

verificación) de la instalación solar conectada a la red de distribución.

6.5 Condiciones Económicas.

6.5.1 Pago de la obra.

En el Contrato de Obra se deberá detallar la forma y términos en los cuales se pagarán

las obras. Toda liquidación parcial tendrá un carácter provisional, y quedará sometida a

la correspondiente liquidación final y no supondrá la recepción de las obras que

represente.

Una vez acabadas las obras se precederá a la liquidación final, que se efectuará según

los criterios establecidos en el Contrato.

6.5.2 Precios.

El Contratista deberá presentar (en el momento de la formalización del Contrato) una

relación de precios de las diferentes unidades de obra que componen el Proyecto, los

cuales en caso de ser aceptados, tendrán valor contractual y se aplicarán en caso de

posibles variaciones respecto a las del Proyecto. Éstos precios unitarios siempre

incluirán la ejecución total de la unidad de obra considerada, es decir, todos los trabajos



(también los complementarios), materiales, parte proporcional de impuestos, cargas

laborales, y cualquier otro gasto derivado de la ejecución de los trabajos.

EN el caso de que deba realizarse una unidad de obra no prevista en el Proyecto,

deberá fijarse su precio entre el contratista y la parte facultativa antes del inicio de la

obra, y presentarse a la propiedad para su aceptación ó denegación.

6.5.3 Revisión de precios.

En el correspondiente Contrato de Obra se deberá establecer claramente si el

Contratista tiene derecho a una posible revisión de precios, y la fórmula que aplicará en

su cálculo. Por defecto, se aplicarán los criterios oficialmente aceptados.

6.5.4 Penalizaciones.

Por retardos no justificados en los términos de entrega de las obras, se podrán

establecer tablas de penalización, donde deberán tenerse en cuenta las cantidades y

demoras previamente fijadas en el Contrato.

6.5.5 Modificaciones del Proyecto.

Si la Contrata (sin autorización de la parte facultativa) opta por utilizar

materiales/componentes de superiores prestaciones (ó sobredimensionadas) que los

marcados en el Proyecto, con el correspondiente importe superior al fijado en el

presupuesto, en ningún caso tendrá derecho al pago de la diferencia respecto a lo

contratado.

6.5.6 Fianza y Sanciones.

Una vez dado el importe total de la obra, el Contratista deberá depositar una fianza una

vez firmado el correspondiente Contrato de Obra. Ésta fianza será devuelta a la

Contrata siempre que sean aprobadas la recepción y liquidación definitivas de la obra,

y se acredite la ausencia de reclamaciones contra ella.

En caso de retardo injustificado de la obra más allá del término fijado en el Contrato, la

Administración podrá aplicar una multa (por cada día de retardo) resultante de la



relación entre el importe total de la Obra y la duración prevista de la misma según el

Proyecto.

Así mismo, por cada infracción ó incumplimiento del Contrato, se podrá imponer una

multa diaria, sin que el importe total por sanciones pueda superar el 50% del

presupuesto de la obra en cuestión.

Anexos


Departament d’Enginyería Electrónica, Electrica i Automática



ANEXOS



Anexos


7. Anexos. Indice. 7.1 Tablas de Radiación Solar 7-3 7.1.1 Radiación Normal Directa 7-4

7.1.2 Insolación Media sobre Superficie Horizontal. Datos trihorarios. 7-6 7.1.3 Insolación Media sobre Superficie Horizontal. 7-8 Distribución Horaria Porcentual 7.1.4 Radiación Normal Directa. Distribución Horaria Estimada 7-10

7.2 Datos del valor del modificador del ángulo por incidencia (K) 7-12 7.3 Grado de carga porcentual de la Planta Termosolar 7-14 7.4 Datos de la Universidad Autónoma de Barcelona 7-16 7.5 Colectores Eurotrough 7-19 7.6 Fluído Térmico HTF 7-26

Anexos


7.1 Tablas de Radiación Solar

Anexos


7.1.1 Radiación Normal Directa

SSE Homepage Questions? Find A Different

Location Accuracy Methodology Parameters

(Units & Definition)

NASA Surface meteorology and Solar Energy - Available

Tables Latitude 36.567 / Longitude -6.2 was chosen.

Parameters for Sizing and Pointing of Solar Panels and for Solar Thermal Applications:

Monthly Averaged Direct Normal Radiation/ Page Method (kWh/m2/day)

Lat 36.567 Lon -6.2 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Annual

Average 10-year Average 4.08 4.55 6.16 6.67 7.76 7.8 8.55 7.67 7.10 5.75 4.27 3.70 6,17

Minimum And Maximum Difference From Monthly Averaged Direct Normal

Radiation (%) Lat 36.567 Lon -6.2 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec

Minimum -36 -19 -4 -9 -3 -4 -5 -6 -6 -9 -24 -9

Geometry Information Elevation: 12 meters

averaged from the USGS GTOPO30

digital elevation model

Northern boundary 37

Western boundary -7

Center Latitude 36.5

Longitude -6.5

Eastern boundary -6

Southern boundary 36

Show A Location Map

Anexos


Maximum 5 11 14 6 4 5 1 1 4 14 17 31

NOTE:

Diffuse radiation, direct normal radiation and tilted surface radiation are not calculated when the clearness index (K) is below 0.3 or above 0.9.

Parameter Definition

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Responsible NASA Official: John M. Kusterer Site Administration/Help: NASA Langley ASDC User Services ([email protected]) [Privacy Policy and Important Notices] Document generated on Mon Sep 22 07:28:42 EDT 2008

7.1.2 Insolación Media sobre Superficie Horizontal. Datos trihorarios.

Anexos


SSE Homepage Questions? Find A Different

Location Accuracy Methodology Parameters


NASA Surface meteorology and Solar Energy - Available

Tables Latitude 36.567 / Longitude -6.2 was chosen.





Western boundary -7


Longitude -6.5

Eastern boundary -6


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Monthly Averaged Insolation Incident On A Horizontal Surface At Indicated

GMT Times (kW/m2) Lat 36.567 Lon -6.2 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec

Average@00 n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a Average@03 n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a Average@06 n/a n/a n/a n/a 0.08 0,17 0,14 0,1 0,06 n/a n/a n/a Average@09 0.15 0.23 0.37 0.49 0.5 0.52 0.53 0.51 0.4 0.34 0.22 0.15 Average@12 0.44 0.55 0.69 0.74 0.84 0.86 0.89 0.85 0.71 0.60 0.46 0.39 Average@15 0.31 0.42 0.55 0.62 0.68 0.72 0.71 0.68 0.51 0.41 0.28 0.24 Average@18 n/a n/a n/a 0.09 0.20 0.28 0.25 0.18 0,1 n/a n/a n/a Average@21 n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a


Anexos



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Questions?

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7.1.3 Insolación Media sobre Superficie Horizontal. Distribución

Horaria Porcentual

Anexos


Anexos


Distribución media diaria sobre una superficie horizontal

Hora/Mes Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Promedio Anual0 KW/m2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

% del total 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%1 KW/m2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

% del total 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%2 KW/m2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

% del total 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%3 KW/m2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

% del total 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%4 KW/m2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

% del total 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%5 KW/m2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

% del total 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%6 KW/m8 0 0 0 0 0,08 0,17 0,14 0,1 0,06 0 0 0

% del total 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 1,16% 2,24% 1,85% 1,43% 1,12% 0,00% 0,00% 0,00%7 KW/m2 0 0 0 0 0,08 0,17 0,14 0,1 0,06 0 0 0

% del total 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 1,16% 2,24% 1,85% 1,43% 1,12% 0,00% 0,00% 0,00%8 KW/m2 0 0 0 0 0,08 0,17 0,14 0,1 0,06 0 0 0

% del total 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 1,16% 2,24% 1,85% 1,43% 1,12% 0,00% 0,00% 0,00%9 KW/m2 0,15 0,23 0,37 0,49 0,5 0,52 0,53 0,51 0,4 0,34 0,22 0,15

% del total 5,55% 6,38% 7,66% 8,41% 7,24% 6,87% 7,00% 7,32% 7,50% 8,40% 7,63% 6,41%10 KW/m2 0,15 0,23 0,37 0,49 0,5 0,52 0,53 0,51 0,4 0,34 0,22 0,15

% del total 5,55% 6,38% 7,66% 8,41% 7,24% 6,87% 7,00% 7,32% 7,50% 8,40% 7,63% 6,41%11 KW/m2 0,15 0,23 0,37 0,49 0,05 0,52 0,53 0,51 0,4 0,34 0,22 0,15

% del total 5,55% 6,38% 7,66% 8,41% 7,24% 6,87% 7,00% 7,32% 7,50% 8,40% 7,63% 6,41%12 KW/m2 0,44 0,55 0,69 0,74 0,84 0,86 0,86 0,85 0,71 0,6 0,46 0,39

% del total 16,30% 15,27% 14,28% 12,71% 12,17% 11,37% 11,74% 12,21% 13,30% 14,81% 15,97% 16,60%13 KW/m2 0,44 0,55 0,69 0,74 0,84 0,86 0,86 0,85 0,71 0,6 0,46 0,39

% del total 16,30% 15,27% 14,28% 12,71% 12,17% 11,37% 11,74% 12,21% 13,30% 14,81% 15,97% 16,60%14 KW/m2 0,44 0,55 0,69 0,74 0,84 0,86 0,86 0,85 0,71 0,6 0,46 0,39

% del total 16,30% 15,27% 14,28% 12,71% 12,17% 11,37% 11,74% 12,21% 13,30% 14,81% 15,97% 16,60%15 KW/m2 0,31 0,42 0,55 0,62 0,68 0,72 0,71 0,68 0,51 0,41 0,28 0,24

% del total 11,48% 11,66% 11,38% 10,65% 9,85% 9,52% 9,40% 9,77% 9,55% 10,12% 9,72% 10,25%16 KW/m2 0,31 0,42 0,55 0,62 0,68 0,72 0,71 0,68 0,51 0,41 0,28 0,24

% del total 11,48% 11,66% 11,38% 10,65% 9,85% 9,52% 9,40% 9,77% 9,55% 10,12% 9,72% 10,25%17 KW/m2 0,31 0,42 0,55 0,62 0,68 0,72 0,71 0,68 0,51 0,41 0,28 0,24

% del total 11,48% 11,66% 11,38% 10,65% 9,85% 9,52% 9,40% 9,77% 9,55% 10,12% 9,72% 10,25%18 KW/m2 0 0 0 0,09 0,2 0,25 0,28 0,18 0,1 0 0 0

% del total 0,00% 0,00% 0,00% 1,54% 2,90% 3,30% 3,70% 2,58% 1,87% 0,00% 0,00% 0,00%19 KW/m2 0 0 0 0,09 0,2 0,25 0,28 0,18 0,1 0 0 0

% del total 0,00% 0,00% 0,00% 1,54% 2,90% 3,30% 3,70% 2,58% 1,87% 0,00% 0,00% 0,00%20 KW/m2 0 0 0 0,09 0,2 0,25 0,28 0,18 0,1 0 0 0

% del total 0,00% 0,00% 0,00% 1,54% 2,90% 3,30% 3,70% 2,58% 1,87% 0,00% 0,00% 0,00%21 KW/m2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

% del total 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%22 KW/m2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

% del total 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%23 KW/m2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Anexos


7.1.4 Radiación Normal Directa. Distribución Horaria Estimada

Anexos


Media diaria de Radiación normal directa y valores de distribución trihorariaHora/Mes Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre DiciembreTotal KW/m2*día 4.08 4.55 6.16 6.67 7.76 7.8 8.55 7.67 7.10 5.75 4.27 3.70

0 KW/m2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 01 KW/m2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 02 KW/m2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 03 KW/m2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 04 KW/m2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 05 KW/m2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 06 KW/m8 0 0 0 0 0,09 0,221 0,158 0,109 0,079 0 0 07 KW/m2 0 0 0 0 0,09 0,221 0,158 0,109 0,079 0 0 08 KW/m2 0 0 0 0 0,09 0,221 0,158 0,109 0,079 0 0 09 KW/m2 0,226 0,29 0,472 0,561 0,562 0,535 0,598 0,561 0,532 0,483 0,325 0,236

10 KW/m2 0,226 0,29 0,472 0,561 0,562 0,535 0,598 0,561 0,532 0,483 0,325 0,23611 KW/m2 0,226 0,29 0,472 0,561 0,562 0,535 0,598 0,561 0,532 0,483 0,325 0,23612 KW/m2 0,665 0,694 0,88 0,847 0,944 0,886 0,974 0,929 0,944 0,815 0,682 0,61413 KW/m2 0,665 0,694 0,88 0,847 0,944 0,886 0,974 0,929 0,944 0,815 0,682 0,61414 KW/m2 0,665 0,694 0,88 0,847 0,944 0,886 0,974 0,929 0,944 0,812 0,682 0,61415 KW/m2 0,468 0,53 0,701 0,71 0,764 0,742 0,803 0,749 0,678 0,582 0,415 0,3816 KW/m2 0,468 0,53 0,701 0,71 0,764 0,742 0,803 0,749 0,678 0,582 0,415 0,3817 KW/m2 0,468 0,53 0,701 0,71 0,764 0,742 0,803 0,749 0,678 0,582 0,415 0,3818 KW/m2 0 0 0 0,102 0,255 0,257 0,316 0,197 0,132 0 0 019 KW/m2 0 0 0 0,102 0,255 0,257 0,316 0,197 0,132 0 0 020 KW/m2 0 0 0 0,102 0,255 0,257 0,316 0,197 0,132 0 0 021 KW/m2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 022 KW/m2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 023 KW/m2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Anexos


7.2 Datos del valor del modificador del ángulo por incidencia (K)

SSE Homepage Questions? Find A Different Location Accuracy Methodology Parameters


NASA Surface meteorology and Solar Energy - Available Tables

Latitude 36.9 / Longitude -6.2 was chosen.





Western boundary -7


Longitude -6.5

Eastern boundary -6


Show A Location Map


Monthly Averaged Insolation Clearness Index (0 to 1.0)

Lat 36.9 Lon -6.2 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Annual

Average 10-year Average K 0,59 0.65 0.72 0.72 0.74 0.77 0.78 0.77 0.74 0.69 0.62 0.64 0.70 Minimum K 0.45 0.52 0.61 0.62 0.68 0.69 0.72 0.7 0.66 0.57 0.48 0.50 0.60 Maximum K 0.73 0.79 0.83 0.82 0.81 0.85 0.84 0.84 0.82 0.81 0.77 0.78 0.81



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Anexos


7.3 Grado de carga porcentual de la planta termosolar

Anexos


Anexos


Grado de carga de la plantaHora/Mes Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Total

Horas sol/Mes 186 147 233 213 316 328 399 335 229 257 220 154 32090 KW/m2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 01 KW/m2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 02 KW/m2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 03 KW/m2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 04 KW/m2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 05 KW/m2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 06 KW/m8 0 0 0 0 1% 29,67% 21,21% 14,63% 10,60% 0 0 07 KW/m2 0 0 0 0 1% 29,67% 21,21% 14,63% 10,60% 0 0 08 KW/m2 0 0 0 0 1% 29,67% 21,21% 14,63% 10,60% 0 0 09 KW/m2 30% 38,93% 63,36% 75,31% 75,45% 71,82% 80,28% 75,31% 71,42% 64,84% 43,63% 31,68%

10 KW/m2 30% 38,93% 63,36% 75,31% 75,45% 71,82% 80,28% 75,31% 71,42% 64,84% 43,63% 31,68%11 KW/m2 30% 38,93% 63,36% 75,31% 75,45% 71,82% 80,28% 75,31% 71,42% 64,84% 43,63% 31,68%12 KW/m2 89,28% 93,17% 118,10% 113,71% 126,73% 118,95% 130,76% 124,72% 126,74% 109,40% 91,55% 82,43%13 KW/m2 89,28% 93,17% 118,10% 113,71% 126,73% 118,95% 130,76% 124,72% 126,74% 109,40% 91,55% 82,43%14 KW/m2 89,28% 93,17% 118,10% 113,71% 126,73% 118,95% 130,76% 124,72% 126,74% 109,40% 91,55% 82,43%15 KW/m2 62,83% 71,11% 94,11% 95,32% 102,50% 99,61% 107,80% 100,50% 91,00% 78,13% 55,71% 51,00%16 KW/m2 62,83% 71,11% 94,11% 95,32% 102,50% 99,61% 107,80% 100,50% 91,00% 78,13% 55,71% 51,00%17 KW/m2 62,83% 71,11% 94,11% 95,32% 102,50% 99,61% 107,80% 100,50% 91,00% 78,13% 55,71% 51,00%18 KW/m2 0 0 0 13,69% 34,23% 34,54% 42,42% 26,44% 17,72% 0 0 019 KW/m2 0 0 0 13,69% 34,23% 34,54% 42,42% 26,44% 17,72% 0 0 020 KW/m2 0 0 0 13,69% 34,23% 34,54% 42,42% 26,44% 17,72% 0 0 021 KW/m2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 022 KW/m2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 023 KW/m2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Media de horas de sol diaria 6 5,28 7,51 7,1 10,19 10,93 12,87 10,8 7,63 8,29 7,33 4,96

Anexos


7.4 Datos de la Universidad Autónoma de Barcelona Perímetro (proyección): 40885.8 m (40.9 km) Área (proyección): 70454290.7 m² (7045.4 ha) Municipio: Trebujena Provincia: Cádiz Comunidad autónoma: Andalucía País: España Base Climática de la Península Ibérica (Anual) Pluviometría (mm): 561 Temperatura mínima (ºC): 12 Temperatura máxima (ºC): 24 Temperatura media (ºC): 18 Radiación solar (10 kJ/(m2*día*micrómetro)): 2038 • Enero Pluviometría (mm): 82.5 Temperatura mínima (ºC): 6.4 Temperatura máxima (ºC): 16.5 Temperatura media (ºC): 11.4 Radiación solar (10 kJ/(m2*día*micrómetro)): 858 • Febrero Pluviometría (mm): 62.9 Temperatura mínima (ºC): 7.4 Temperatura máxima (ºC): 17.7 Temperatura media (ºC): 12.5 Radiación solar (10 kJ/(m2*día*micrómetro)): 1302 • Marzo Pluviometría (mm): 48 Temperatura mínima (ºC): 8.7 Temperatura máxima (ºC): 20.5 Temperatura media (ºC): 14.6 Radiación solar (10 kJ/(m2*día*micrómetro)): 1957 • Abril Pluviometría (mm): 44.1 Temperatura mínima (ºC): 10.2 Temperatura máxima (ºC): 21.8 Temperatura media (ºC): 15.9 Radiación solar (10 kJ/(m2*día*micrómetro)): 2616

Anexos


• Mayo Pluviometría (mm): 36.4 Temperatura mínima (ºC): 12.7 Temperatura máxima (ºC): 24.9 Temperatura media (ºC): 18.8 Radiación solar (10 kJ/(m2*día*micrómetro)): 3078 • Junio Pluviometría (mm): 11.6 Temperatura mínima (ºC): 15.8 Temperatura máxima (ºC): 28.8 Temperatura media (ºC): 22.3 Radiación solar (10 kJ/(m2*día*micrómetro)): 3272 • Julio Pluviometría (mm): 0.89999998 Temperatura mínima (ºC): 18.4 Temperatura máxima (ºC): 32.9 Temperatura media (ºC): 25.5 Radiación solar (10 kJ/(m2*día*micrómetro)): 3154 • Agosto Pluviometría (mm): 3.9 Temperatura mínima (ºC): 18.9 Temperatura máxima (ºC): 33 Temperatura media (ºC): 25.9 Radiación solar (10 kJ/(m2*día*micrómetro)): 2793 • Septiembre Pluviometría (mm): 19.7 Temperatura mínima (ºC): 17.5 Temperatura máxima (ºC): 30.3 Temperatura media (ºC): 23.7 Radiación solar (10 kJ/(m2*día*micrómetro)): 2213 • Octubre Pluviometría (mm): 59.2 Temperatura mínima (ºC): 13.9 Temperatura máxima (ºC): 25.3

Anexos


Temperatura media (ºC): 19.5 Radiación solar (10 kJ/(m2*día*micrómetro)): 1536 • Noviembre Pluviometría (mm): 89.4 Temperatura mínima (ºC): 10.1 Temperatura máxima (ºC): 20.4 Temperatura media (ºC): 15.3 Radiación solar (10 kJ/(m2*día*micrómetro)): 972 • Diciembre Pluviometría (mm): 102.9 Temperatura mínima (ºC): 7.6 Temperatura máxima (ºC): 17.1 Temperatura media (ºC): 12.4 Radiación solar (10 kJ/(m2*día*micrómetro)): 708 Anual Pluviometría (mm): 567 Temperatura mínima (ºC): 12 Temperatura máxima (ºC): 24 Temperatura media (ºC): 18 Radiación solar (10 kJ/(m2*día*micrómetro)): 2038 http://opengis.uab.es/wms/iberia/mms/index.htm

Anexos


7.5 Colectores Eurotrough

Anexos


Anexos


7.6 Fluído Térmico HTF

Descripción del Producto Therminol VP-1 es un fluido sintético que fué diseñado para satisfacer los requisitos de un sistema de fase vapor con un rango de 12° C a 400° C / 54° F a 750° F. Therminol VP-1 tiene una diversidad de cualidades:

• Excelente Propiedades de Transferencia de Calor - Therminol VP-1 es un fluido sintético de transferencia térmica que combina una excepcional estabilidad y baja viscosidad, para un funcionamiento eficiente, confiable y uniforme, en un amplio rango de temperatura de 12° C a 400° C / 54° F a 750° F. Therminol VP-1 tiene la estabilidad térmica más alta de todos los fluidos de calor orgánicos.

• Fluido de Fase Vapor - Therminol VP-1 es una mezcla eutética con 73.5% de óxido de diphenyl y 26.5% de biphenyl. Puede ser usado como fluido de transferencia de calor líquido o fluido de transferencia de calor vaporizador-condensador, de la mitad su temperatura máxima hasta el tope. Es miscible e intercambiable con otros fluidos similares constituidos por óxido de diphenyl/biphenyl.

• Baja Viscosidad - Therminol VP-1 tiene baja viscosidad hasta 12° C / 54° F. En razón a su punto de cristalización a 12° C / 54° F, este fluido funcionaria mejor en climas más frios para evitar problemas operacionales.

• Control de Temperatura - En razón de la habilidad en operar como fase vapor, Therminol VP-1 es excepcional para uso en sistemas de transferencia de calor que requieran un control de temperatura minucioso.

Aplicaciones Therminol VP-1 es utilizado en una amplia variedad de industrias, como por ejemplo:

• Manufactura de Fibras Acrílicas y Nylon • Productos Químicos

Para más informaciones de sistemas de Therminol VP-1 y sus aplicaciones, escríbanos un e-mail o entre en contacto con uno de nuestros Representantes de Servicios Técnicos.

Propiedades Detalladas Haga click aqui para bajar el boletin de producto conteniendo las propiedades fisicas y de transporte para el Therminol VP-1. Propiedades Típicas

Anexos


Therminol® VP-1 Fluido de Tranferencia Térmica Fase Vapor/Fase Líquida

Temperatura de trabajo fase líquida 12 °C a 400 °C (54 °F a 750 °F) Temperatura de trabajo fase vapor 255 °C a 400 °C (495 °F a 750 °F)

Aparencia Clara, líquido color de agua Composición Mezcla Eutética

26,5% Binefil e 73,5% Óxido de Difenila

Punto de cristalización 12 °C (54 °F) Humedad 300 ppm Punto de Fulgor (ASTM D-92) 124 °C (255 °F) Fire Point (ASTM D-92) 127 °C (260 °F) Temperatura de auto ignición (ASTM D-2155)

621 °C (1150 °F)

Viscosidad Cinemática, a 40 °C 2.48 mm2/s (cSt) Viscosidad Cinemática, a 100 °C 0.99 mm2/s (cSt) Densidad a 25 °C 1060 kg/m3 (8.85 lb/gal) Gravedad específica (60 °F/60 °F) 1.069 Coeficiente de expansión térmica a 200 °C

0.000979/°C (0.000544/°F)

Volumen de contración al congelarse 6.27% Volumen de expansión al descongelarse

6.69%

Resistividad Específica a 20 °C 6.4 x 10^11 ohm-cm Peso molecular medio 166 Calor de Fusión 97.3 kJ/kg (41.8 Btu/lb) Punto de Ebullición 257 °C (495 °F) Calor de vaporización a 400 °C 206 kJ/kg (88.7 Btu/lb) Temperatura máxima de utilización 400 °C Intervalo óptimo de temperatura (fase líquida)

12-400 °C (54-750 °F)

Intervalo óptimo de temperatura (fase vapor)

255-400 °C (495-750 °F)

Temperatura máxima de película 425 °C (800 °F) Temperatura Pseudocritica 499 °C (930 °F) Presión Pseudocritica 33.1 bar (480 psia) Densidad Pseudocritica 327 kg/m3 (20.4 lb/ft3)

[Escribir texto] Estudios con Entidad Própia


Departament d’Electrónica, Eléctrica i Automática

Estudio de Viabilidad de una Central Termosolar en el Sur de España

ESTUDIOS CON ENTIDAD PROPIA





8. Estudios con entidad própia. Índice 8.1 Estudio básico de Seguridad y Salud en la Obra 8-4 8.1.1 Cumplimiento del RD 1627/97 de 24 de Octubre sobre disposiciones

mínimas de Seguridad y Salud en las Obras de Construcción 8-4 8.1.2 Principios Generales aplicables durante la ejecución de la Obra ……8-5 8.1.3 Identificación de los Riesgos ……8-7 8.1.3.1 Medios y Maquinaria 8-8 8.1.3.2 Trabajos Previos 8-8 8.1.3.3 Instalaciones 8-8 8.1.3.4 Relación no exhaustiva de los trabajos que impliquen riesgos Especiales (Anexo II del RD 1627/1997) 8-9 8.1.4 Medidas de Prevención y Protección 8-9 8.1.4.1 Medidas de Protección Colectiva 8-10 8.1.4.2 Medidas de Protección Individual 8-10 8.1.4.3 Medidas de Protección a Terceros 8-11 8.1.4.4 Primeros Auxilios 8-11

8.2 Plan de Mantenimiento 8-11 8.2.1 Generalidades 8-11 8.2.2 Organización de Mantenimiento 8-12 8.2.3 Políticas de Mantenimiento 8-13 8.2.4 Criticidad de las Instalaciones 8-16 8.2.5 Programa de Gestión de Mantenimiento 8-17 8.2.5.1 Módulo de Activos 8-18 8.2.5.2 Módulo de Órdenes de Trabajo 8-19 8.2.5.3 Planificación 8-20 8.2.5.4 Mantenimiento Preventivo 8-21 8.2.5.5 Contratos 8-22 8.2.5.6 Almacén 8-22 8.2.5.7 Compras 8-22 8.2.5.8 Informes de Mantenimiento y KPI´s 8-23 8.2.5.9 Gestión de Solicitudes de Trabajo 8-23 8.2.5.10 El Permiso de Trabajo 8-28 8.2.6 Programa de Mantenimiento Preventivo 8-29 8.2.6.1 Instalación Contraincendios 8-29 8.2.6.2 Válvulas de Seguridad 8-31 8.2.6.3 Centrales Hidráulicas de movimiento de parábolas 8-32 8.2.6.4 Transformadores de Potencia (Servicios No Críticos) 8-32 8.2.6.5 Transformadores de Potencia (Servicios Críticos) 8-33 8.2.6.6 Equipos rotativos eléctricos (Motores críticos) 8-34 8.2.6.7 Equipos rotativos eléctricos (Motores No críticos) 8-34 8.2.6.8 Válvulas de control (Válvulas de regulación no críticas) 8-34 8.2.6.9 Válvulas de control (Válvulas de regulación críticas) 8-35 8.2.6.10 Transmisores de Presión 8-35 8.2.6.11 Transmisores de Temperatura 8-35 8.2.6.12 Bombas (Servicios Críticos) 8-36 8.2.6.13 Sistemas de Control Digital (DCS y PLC`s) 8-36 8.2.6.14 Purgadores de Vapor 8-37 8.2.6.15 Turbinas de Vapor (Alta y Baja Presión) 8-37 8.2.6.16 Alternador 8-37



8.2.6.17 Sistemas de Alimentación Ininterrumpida (SAI`s) 8-38 8.2.6.18 Grupos Electrógenos 8-38 8.2.6.19 Torre de Refrigeración (Control de Legionela) 8-39 8.2.7 Gestión de repuestos 8-40



8.1 Estudio básico de Seguridad y Salud en la Obra. 8.1.1 Cumplimiento del RD 1627/97 de 24 de Octubre sobre disposiciones mínimas de

Seguridad y Salud en las obras de Construcción

El presente estudio básico de Seguridad y Salud establece, durante la ejecución de esta

obra, las previsiones respecto a la prevención de riesgos de accidentes y enfermedades

profesionales, así como la información útil para efectuar en su día, en las debidas

condiciones de Seguridad y Salud, los previsibles trabajos posteriores de Mantenimiento.

Servirá para dar unas directrices prácticas y bàsicas a la empresa constructora para llevar a

cabo sus obligaciones en el terreno de la prevención de riesgos profesionales, facilitando su

desarrollo, de acuerdo al Real Decreto 1627/1997 de 24 de Octubre, por el cual se

establecen disposiciones mínimas de seguridad y de salud en las obras de construcción.

En base al artículo 7º, y en aplicación de éste estudio básico de Seguridad y Salud, el

Contratista tiene que elaborar un Plan de Seguridad y Salud en el trabajo en el cual se

analicen, estudien, desarrollen y complementen las previsiones contenidas en el presente

documento.

El Plan de Seguridad y Salud deberá ser aprobado antes del inicio de la obra por el

Coordinador de Seguridad y Salud durante la ejecución de la obra, ó en caso de que no

exista, por la Dirección Facultativa. En caso de obras de las Administraciones Públicas

deberá someterse a la aprobación de ésta Administración.

Se recuerda la obligatoriedad de que en cada centro de trabajo exista un libro de

Incidencias para el seguimiento del Plan. Cualquier anotación hecha en el Libro de

Incidéncias deberá ponerse en conocimiento de la Inspección de Trabajo y Seguridad

Social en el término de 24 horas.

Asimismo se recuerda que, según el artículo 15 del Real Decreto, los Contratistas y

Subcontratistas deberán garantizar que los trabajadores reciben la información adecuada de

todas las medidas de Seguridad y Salud en la Obra.



Antes del comienzo de los trabajos el promotor deberá realizar el aviso a la Autoridad

laboral competente, según el modelo incluído en el Anexo III del Real Decreto.

La comunicación de apertura del Centro de Trabajo a la Autoridad Laboral competente

deberá incluir el Plan de Seguridad y Salud.

El Coordinador de Seguridad y Salud durante la ejecución de la obra ó cualquier integrante

de la Dirección Facultativa, en caso de observar un riesgo grave inminente para la

Seguridad de los Trabajadores, podrá parar la Obra parcial ó totalmente, comunicándolo a

la Inspección de Trabajo y Seguridad Social, al Contratista, a los Subcontratistas y

representantes de los trabajadores.

La responsabilidad de los Coordinadores, de la Dirección Facultativa y del Promotor no

eximen de sus responsabilidades a los Contratistas y Subcontratistas (artículo 11).

8.1.2 Principios Generales aplicables durante la ejecución de la Obra

El artículo 10 del RD 1627/1997 establece que se aplicarán los principios de acción

preventiva recogidos en el artículo 15 de la “Ley de Prevención de Riesgos Laborales (Ley

31/1995, de 8 de Noviembre)” durante la ejecución de la Obra y en particular de las

siguientes actividades:

- El mantenimiento de la obra en buen estado de orden y limpieza.

- La elección del emplazamiento de los lugares y áreas de trabajo, teniendo en cuenta

las condiciones de acceso y la determinación de las vías ó zonas de desplazamiento

ó circulación.

- La manipulación de los diferentes materiales y la utilización de los medios

auxiliares.

- El mantenimiento, el control previo a la puesta en servicio y el control periódico de

las instalaciones y dispositivos necesarios para la ejecución en la obra, con objeto

de corregir los defectos que puedan afectar a la seguridad y salud de los

trabajadores.

- La delimitación y condicionamiento de las zonas de almacenamiento y depósito de

los diferentes materiales, en particular si se trata de materias y sustancias

peligrosas.



- La recogida de materiales peligrosos utilizados.

- El almacenamiento y eliminación ó evacuación de residuos y ruinas.

- La adaptación en función de la evaluación de la obra del período de tiempo efectivo

que deberá dedicarse a las diferentes tareas ó fases del trabajo.

- La cooperación entre los Contratistas, Subcontratistas y trabajadores autónomos.

- Las interacciones e incompatibilidades con cualquier otro tipo de actividad que se

realice en la obra ó cerca de la misma.

Los principios de acción preventiva establecidos en el artículo 15 de la Ley 31/95 son los

siguientes:

El empresario aplicará las medidas que integran el deber general de la Prevención, de

aceurdo a los siguientes principios generales:

- Evitar riesgos.

- Evaluar los riesgos que no puedan evitarse.

- Combatir los riesgos en el origen.

- Adaptar el trabajo a la persona, en particular en lo que respecta a la concepción de

los lugares de trabajo, la elección de los equipos y los métodos de trabajo y de

producción, con tal de reducir el trabajo monótono y repetitivo y reducir los efectos

del mismo en la salud.

- Tener en cuenta la evolución de la técnica.

- Sustituir aquello que és peligroso por aquello que tenga poco ó ningún peligro.

- Planificar la prevención, buscando un conjunto coherente que integre la técnica, la

organización del trabajo, las condiciones de trabajo, las relaciones sociales y la

influencia de los factores ambientales en el trabajo.

- Adoptar medidas que pongan por delante la protección colectiva a la individual.

- Dar las instrucciones oportunas a los trabajadores.

El empresario tendrá en consideración las capacidades profesionales de los trabajadores en

materia de seguridad y salud en el momento de encomendar las tareas.



El empresario adoptará las medidas necesarias para garantizar que sólo los trabajadores

que hayan recibido la información suficiente y adecuada puedan acceder a las zonas de

riesgo grave y específico.

La efectividad de las medidas preventivas deberá preveer las distracciones e imprudencias

no temerarias que pueda cometer el trabajador. Para su aplicación se tendrán en cuenta los

riesgos adicionales que puedan implicar determinadas medidas preventivas, que sólo

podrán adoptarse cuando la magnitud de los riesgos sea sustancialmente inferior a la de los

que se pretenden controlar y no existan alternativas más seguras.

Se podrán concertar operaciones de seguros que tengan como finalidad garantizar como

ámbito de cobertura la previsión de riesgos derivados del trabajo, la empresa respecto a sus

trabajadores, los trabajadores autónomos respecto de ellos mismos y las sociedades

cooperativas respeto a los socios, la actividad de los cuales consista en la prestación de su

trabajo personal.

8.1.3 Identificación de los Riesgos.

Sin perjuicio de las disposiciones mínimas de Seguridad y Salud aplicables a la obra

establecidas en el Anexo IV del Real Decreto 1627/1997 de 24 de Octubre, se enumeran a

continuación los riesgos particulares de diferentes trabajos de obra, aún considerando que

algunos de ellos se pueden dar durante todo el proceso de ejecución de la obra ó bién ser

aplicables a otras tareas.

Deberá tenerse en cuenta en los riesgos más usuales en las obras, como son caídas, cortes,

quemaduras, erosiones y golpes, teniéndose que adoptar en cada momento la postura más

adecuada para el trabajo que se realice.

Además, se han de tener en cuenta las posibles repercusiones a las estructuras de

edificación vecinas y tener cuidado en minimizar en todo momento el riesgo de incendio.

Asimismo, los riesgos relacionados deberán tenerse en cuenta para los previsibles trabajos

posteriores (reparación , mantenimiento…)



8.1.3.1 Medios y Maquinaria

- Atropellos, choques con otros vehículos, atrapamientos…

- Interferéncias con instalaciones de suministro público (agua, luz…)

- Caída de maquinaria de obra (grúas…).

- Caída de la carga transportada.

- Generación excesiva de polvo ó emanación de gases tóxicos.

- Caídas desde puntos altos y/o desde elementos provisionales de acceso (escaleras,

plataformas…).

- Golpes.

- Caídas de materiales, rebotes…

- Ambiente excesivamente ruidoso.

- Contactos eléctricos directos ó indirectos.

- Accidentes derivados de condiciones atmosféricas.

8.1.3.2 Trabajos Previos

- Interferencias con instalaciones de suministro público (agua, luz…)

- Caidas desde puntos altos y/o desde elementos provisionales de acceso (escaleras,

plataformas…).

- Golpes.

- Caída de materiales, rebotes…

- Sobreesfuerzos por posturas incorrectas.

- Vuelco de pilas de materiales.

- Riesgos derivados del almacenamiento de materiales (temperatura, humedad,…).

8.1.3.3 Instalaciones

- Interferéncias con instalaciones de suministro público (agua, luz,…)

- Caidas desde puntos altos y/o desde elementos provisionales de acceso (escaleras,

plataformas…).

- Cortes y pinchazos.

- Golpes.

- Caídas de materiales, rebotes…



- Emanaciones de gases en aperturas de pozos muertos.

- Contactos eléctricos directos ó indirectos.

- Sobreesfuerzos por posturas incorrectas.

- Caídas de palos y antenas.

8.1.3.4 Relación no exhaustiva de los trabajos que impliquen riesgos especiales (Anexo

II del RD 1627/1997)

- Trabajos con riesgos especialmente graves de sepultamiento, desplome ó caída de

altura, por las características particulares de la actividad desarrollada, los

procedimientos aplicados ó el entorno del lugar de trabajo.

- Trabajos en los cuales la exposición a agentes químicos ó biológicos supongan un

riesgo de especial gravedad, ó para los cuales la vigilancia específica de la salud de

los trabajadores sea legalmente exigible.

- Trabajos con exposición a radiaciones ionizantes para los cuales la Normativa

específica obligue a la delimitación de zonas controladas ó vigiladas.

- Trabajos en la proximidad de líneas eléctricas de alta tensión.

- Trabajos que expongan a riesgos de ahogo por inmersión.

- Obras de excavación de túneles, pozos y otros trabajos que supongan movimientos

de tierras subterráneas.

- Trabajos realizados en inmersión con equipo subacuático.

- Trabajos realizados en cámaras de aire comprimido.

- Trabajos que impliquen el uso de explosivos.

- Trabajos que requieran el montaje ó desmontaje de elementos prefabricados

pesados.

8.1.4 Medidas de Prevención y Protección

Como criterio general primarán las protecciones colectivas a favor de las individuales.

Además, deberán mantenerse en buen estado de conservación los medios auxiliares, la

maquinaria y las herramientas de trabajo. Por otro lado, los medios de protección deberán

estar homologados según la Normativa vigente.



Las medidas relacionadas deberán tenerse en cuenta para los previsibles trabajos

posteriores (reparación, mantenimiento…).

8.1.4.1 Medidas de Protección Colectiva

- Organización y Planificación de los trabajos para evitar interferencias entre las

diferentes tareas y circulaciones dentro de la obra.

- Señalización de las zonas de peligro.

- Preveer el sistema de circulación de vehículos y su señalización, tanto en el interior

de la obra como en relación a los viales exteriores.

- Respetar las distancias de seguridad con las instalaciones existentes.

- Los elementos de las instalaciones deberán estar con sus protecciones de

aislamiento.

- Revisión periódica y mantenimiento de maquinaria y equipos de obra.

- Comprobación de la adecuación de las soluciones de ejecución al estado real de los

elementos (subsuelo, edificaciones vecinas…).

- Comprobación de apuntalamientos y sus condiciones de seguridad.

- Utilización de pavimentos antideslizantes.

- Colocación de barandas de protección en lugares con peligro de caída.

- Uso de canalizaciones de evacuación de ruinas, correctamente instaladas.

- Uso de escaleras de mano, plataformas de trabajo y andamios.

8.1.4.2 Medidas de Protección Individual

- Utilización de caretas y gafas homologadas contra el polvo y/o protección de

partículas.

- Utilización de calzado de seguridad.

- Utilización de casco homologado.

- Utilización de guantes homologados para evitar el contacto directo con materiales

agresivos y minimizar el riesgo de cortes y pinchazos.

- Utilización de protectores auditivos homologados en ambientes excesivamente

ruidosos.

- Utilización de mandriles.



8.1.4.3 Medidas de Protección a Terceros

- Preveer el sistema de circulación de vehículos tanto al interior de la obra como en

relación a los viales exteriores.

- Comprobación de la adecuación de las soluciones de ejecución al estado real de los

elementos (subsuelo, edificaciones vecinas…).

8.1.4.4 Primeros Auxilios

Se dispondrá de una farmacia con el contenido de material especificado a la Normativa

vigente.

Se informará al inicio de la obra, de la situación de los diferentes centros médicos a los

cuales deberían trasladarse los accidentados. És conveniente disponer en la obra y en lugar

bién visible, de una lista con los teléfonos y direcciones de los centros designados como

urgencias, ambulancias, taxis… para garantizar el rápido traslado de los posibles

accidentados.

8.2 Plan de Mantenimiento. 8.2.1 Generalidades. Podemos definir el Plan de Mantenimiento como el conjunto de disposiciones técnicas,

medios y actuaciones que permiten garantizar que las máquinas, instalaciones y

organización de un proceso puedan desarrollar el trabajo que tienen previsto en un

determinado Plan de Producción en constante evolución.

Las actividades de Mantenimiento por tanto, deben orientarse a reducir al mínimo posible

la indisponibilidad de las instalaciones y a eliminar sus disfuncionamientos, que aunque

breves, distorsionan la continuidad del proceso productivo y la calidad del suministro. La

disponibilidad y la fiabilidad constituyen dos índices básicos para medir la eficacia del

mantenimiento, pero para que el Mantenimiento pueda calificarse de eficiente es preciso ,

además, que los costes involucrados sean lo más reducidos posible.



8.2.2 Organización de Mantenimiento.

El organigrama del departamento de Mantenimiento aplicado en la presente instalación es

el siguiente:

- Jefe de Mantenimiento.

- Jefe de Taller Electricidad e Instrumentación.

- Jefe de Taller Mecánico.

- Técnicos de Electricidad e Instrumentación.

- Técnicos de Mecánica.

- Contratos de Servicios de Mantenimiento.

Las funciones y responsabilidades de cada una de las figuras anteriores son las siguientes:

- Jefe de Mantenimiento. Responsable Técnico-Económico del departamento,

realizando funciones de gestión y organización del mismo apoyándose en sus Jefes

de Taller.

- Jefe de Taller Electricidad e Instrumentación. Responsable técnico de las tareas de

Mantenimiento de Electricidad e Instrumentación, reportando al Jefe de

Mantenimiento las incidencias de relevancia.

- Jefe de Taller Mecánica. Responsable técnico de las tareas de Mantenimiento de

Mecánica, reportando al Jefe de Mantenimiento las incidencias de relevancia.

- Técnicos de Electricidad e Instrumentación. Técnicos ejecutivos de las tareas de

Mantenimiento de Electricidad e Instrumentación, reportando directamente a su

responsable de área.

- Técnicos de Mecánica. Técnicos ejecutivos de las tareas de Mantenimiento de

Mecánica, reportando directamente a su responsable de área.

- Contratos de Servicios de Mantenimiento. Empresas de servicios externas que

prestan su apoyo al Mantenimiento de la instalación ya sea de forma puntual ó

permanente, dependiendo de las necesidades de la instalación.



8.2.3 Políticas de Mantenimiento.

Como políticas de Mantenimiento establecidas en la instalación, podemos destacar las

siguientes:

- Mantenimiento correctivo. Es aquel que se aplica una vez detectada la anomalía,

procediéndose a la sustitución de los componentes en mal estado ó causantes de la

avería.

- Mantenimiento Preventivo. Anticipación a la intervención de Mantenimiento

Correctivo, interviniendo en la máquina previamente a la avería con la sustitución

de componentes susceptibles de fallo debido al envejecimiento ó previsión de

rotura, de acuerdo a un calendario temporal basado en la experiencia ó duración de

los componentes. Este tipo de Mantenimiento incluye operaciones de inspección y

de control programadas de forma sistemática, así como operaciones de cambio

cíclico de piezas, conjuntos ó reconstrucción-reparación de elementos de forma,

asimismo, sistemática. Para una correcta aplicación de éste tipo de Mantenimiento,

se requiere previamente la realización de un estudio ó estimación de la vida de los

distintos elementos susceptibles de desgaste ó que conducen a deterioros ó

disfuncionamientos de las máquinas.

- Mantenimiento Predictivo. Anticipación a la intervención de Mantenimiento

correctivo, interviniendo en la máquina con la sustitución de componentes

susceptibles de fallo sujetos a la monitorización de la condición de alguna de las

variables pertenecientes a la máquina (temperatura de rodamientos, control de

vibraciones…). En resumen, tiene como objetivo el asegurar el correcto

funcionamiento de las máquinas críticas de la instalación a través de la inspección

del estado del equipo por vigilancia continua de los niveles ó umbrales

correspondientes a los parámetros indicadores de su condición y que se realiza sin

necesidad de recurrir al desmontaje de la máquina y revisiones periódicas basadas

en calendario.

- Mantenimiento Proactivo. Aquel ocasionado como consecuencia de la

investigación de una avería acontecida en Mantenimiento correctivo, encaminada a



mejorar/modificar la instalación con el objeto de evitar la repetición del mismo

modo de fallo en la instalación.

No obstante, la metodología de análisis a utilizar en Mantenimiento corresponde al

RCM (Mantenimiento Centrado en Fiabilidad), cuya metodología establece un

procedimiento para identificar fallas potenciales y definir acciones de mejora de

Mantenimiento, operación y diseño de máquinas y equipos.

Las acciones de mejora que se deciden actúan sobre lo siguiente:

- Tareas cíclicas de Mantenimiento.

- Monitoreo cíclico

- Reacondicionamiento cíclico

- Sustitución cíclica

- Búsqueda cíclica de fallas ocultas

- Revisión y mejora de los Procedimientos de Operación

- Mejoras en el diseño de los equipos (fallas repetitivas…)



El diagrama de flujo de la metodología RCM básicamente es el siguiente:

MAQUINAS Y

EQUIPOS

TOMA DE

DATOS

ANALISIS DE FALLA Y

CAUSA RAIZ

IMPLEMENTACION DE

ACCIONES DE MEJORA

MAQUINAS Y EQUIPOS



8.2.4 Criticidad de las Instalaciones.

Dependiendo de estudio de criticidad de los equipos contenidos en las instalaciones, se

asignará uno ó varias políticas de Mantenimiento a cada uno de ellos, con el objeto de

asegurar su continuidad de funcionamiento.

El criterio de criticidad de las instalaciones es el siguiente:

- Prioridad 1. Equipos críticos ya sea en materia de Producción, ya sea en materia de

Seguridad, los cuales no disponen de redundancia, y que se consideran de especial

importancia en la Planta, ya sea por su aporte en Producción ó por el coste de su

avería.

- Prioridad 2. Equipos críticos ya sea en materia de Producción, ya sea en materia de

Seguridad, los cuales disponen de redundancia ó equipo similar que cumple la

misma función, y que se consideran de especial importancia en la Planta, ya sea por

su aporte en Producción ó por el coste de su avería.

- Prioridad 3. Equipos no críticos en la Planta, que disponen ó no de redundancia, ya

que no son de especial importancia para la continuidad del servicio ó de Seguridad

para la Planta.

Dependiendo de la criticidad asignada, se asignará una ó varias políticas de Mantenimiento

a los equipos de la instalación, con las siguientes generalidades:

- Equipos de Prioridad 1. Estarán sometidos a las siguientes políticas de

Mantenimiento:

Mantenimiento Correctivo.

Mantenimiento Preventivo.

Mantenimiento Predictivo

Mantenimiento Proactivo

- Equipos de Prioridad 2.

Mantenimiento Correctivo



Mantenimiento Preventivo.

- Equipos de Prioridad 3.

Mantenimiento Correctivo

8.2.5 Programa de Gestión de Mantenimiento.

La instalación posee un programa de gestión de Mantenimiento asistido por ordenador

(PGMAO) el cual cumple las siguientes funciones:

- Asignación de equipos a Solicitudes de Trabajo, sean del tipo que sean

(Mantenimiento correctivo, preventivo, predictivo…)

- Realizar el seguimiento del estado de cada una de las solicitudes de trabajo a

Mantenimiento, independientemente del tipo de solicitud de trabajo.

- Mantenimiento de una base de datos de histórico de averías por equipo.

- Asignación de costes de materiales y recursos humanos por equipo.

- Control de stockaje de repuestos.

- Asignación de repuestos a equipos.

- Asignación de especialidades a la realización de la solicitud de trabajo.

- Realización de solicitudes de trabajo de Mantenimiento Preventivo generadas por

calendario

- Realización de solicitudes de trabajo de Mantenimiento Preventivo generadas por

monitorización de condición.

Como funciones principales, el Programa de Gestión de Mantenimiento asistido por

ordenador (PGMAO) optimiza el rendimiento de todos los activos de la Organización

durante todo el ciclo de vida. Por otro lado, se standariza la información sobre los

activos, costes, recursos, operaciones y flujos de trabajo relacionados con la

explotación y mantenimiento. La lógica interna del programa permite la generación de

análisis y facilita la búsqueda e introducción de información.



Las ventajas principales de la utilización del PGMAO son las siguientes:

- Conocimiento del valor real de los activos, su localización y el nivel de

conservación y gasto que generan.

- Obtener la máxima disponibilidad de las instalaciones y equipos al menor coste.

- Determinar la estrategia de Mantenimiento más adecuada, planificando trabajos,

calendarios y recursos.

- Asegurar la calidad de los productos y servicios.

- Contribuir y documentar el cumplimiento de Normativas de Seguridad, Calidad y

Medioambiente.

- Optimizar los recursos técnicos y humanos a la vez que se standarizan las

operaciones.

- Disminución de costes de almacén y mejora de la gestión de compras.

- Agilizar el acceso a la información y la toma de decisiones.

El programa implementado dispone de los siguientes módulos:

8.2.5.1 Módulo de Activos.

Tiene la misión de efectuar el seguimiento de activos, costes asociados, paradas, históricos

y fallos, manteniendo al información de la trazabilidad a medida que se mueven en la

instalación. Para ello dispone de diferentes plantillas para la clasificación de activos,

facilitando la creación de descripciones homogéneas de los activos y su búsqueda por

cualquiera de las características técnicas. Para ello, se basa en la utilización de modelos de

activos para deteminar la relación entre una pieza de un equipo, su ubicación física y los

sistemas con los que puede estar asociado.

Permite crear estructuras jerárquicas de ubicaciones y activos sobre el mismo esquema,

permitiendo que formen parte de varios sistemas simultáneamente.

Ello permite la consulta de costes de Mantenimiento a nivel de equipo, sistema, ubicación,

centro de coste,…



Desde el punto de vista de Mantenibilidad, permite la construcción de jerarquías de

códigos de fallo para registrar problemas de equipos y facilitar su análisis. Para ello

establece puntos de medida para realizar análisis de tendencias y análisis de defectos a

través de la monitorización de condiciones.

El PGMAO permite a su vez lanzar ya sea de forma automática, ya sea de forma manual,

órdenes de trabajo basándose en tolerancias preestablecidas para la monitorización de

condiciones.

Permite asignar almacenes, talleres de reparación y proveedores como ubicaciones para

facilitar el seguimiento de los movimientos de los equipos y su trazabilidad.

Abarca con un mismo sistema, el control de cualquier tipo de activo, y dispone de datos

históricos fácilmente consultables que ayudan en todo momento a la toma de decisiones

para la realización de forma más eficaz de las reparaciones y/o sustituciones.

8.2.5.2 Módulo de Órdenes de Trabajo.

Las funcionalidades de éste módulo son las siguientes:

- Asignar las solicitudes de trabajo al departamento ó especialidad responsable.

- Creación y Gestión de órdenes de trabajo Correctivas ó Preventivas con

estimaciones de materiales, personal…verificando el nivel de existencias de los

repuestos.

- Planificación y programación de los trabajos en función de su prioridad y de los

recursos.

- Numeración automática de las órdenes de trabajo.

- Control de las Paradas de los equipos, registrando los códigos de avería para

facilitar análisis precisos de las causas de los fallos y asociarlos con las posibles

soluciones.

- Informe de tiempos de parada y respuesta en la realización de los trabajos.

- Posibilidad de consulta de histórico de fallos y documentos vinculados al activo.

- Creación de solicitudes de trabajo en el acto facilitando la localización del activo

sin necesidad de detalles.



- Registro de trabajos de Mantenimiento y cierre de órdenes de trabajo desde el taller

y/ terminal en Planta.

- Control de proyectos y de sus costes, utilización de planes de trabajo y planes

maestros a modo de plantillas.

- Generación de subórdenes y órdenes de trabajo relacionadas, cuya agrupación y

jerarquía la define Soleval.

- Seguimiento del estado de las órdenes de trabajo planificadas y en marcha.

Basándose en la criticidad y disponibilidad de recursos y diferenciando entre costes

de mano de obra interna, servicios externos, materiales y herramientas.

- Añadir planes de mantenimiento a las ot`s correctivas con los recursos necesarios y

el detalle de las operaciones a realizar.

- Búsqueda y consulta de las ot`s en curso ó en el histórico, seleccionándolas con

cualquier criterio. Las fichas de equipos acumulan las horas empleadas y los

materiales gastados en su Mantenimiento para comparar en cada momento el coste

de su Mantenimiento con el coste de su reemplazo.

- Posibilidad de incluir en cada OT precauciones y Planes de Seguridad, materiales

peligrosos, desconexiones y otras informaciones.

8.2.5.3 Planificación.

Dispone de varias aplicaciones, una de las cuales denominada Planes de Trabajo, nos

proporciona de forma detallada, toda la información referente a las operaciones implicadas

en un trabajo concreto junto a listas de materiales, mano de obra, herramientas y costes

estimados.

Por tanto, los Planes de Trabajo pueden englobar OT`s y SubOT`s, y a su vez éstas pueden

dividirse en una secuencia de tareas numeradas. El sistema permite controlar

separadamente cualquier estimación de personal, material ó herramienta por cada una de

las operaciones definidas.

Asimismo, pueden crearse Planes de Seguridad para un equipo, ubicación ó incluirlos en

los Planes de Trabajo.



Con este módulo, se crean Rutas, agrupación de equipos y/o ubicaciones englobados bajo

un mismo programa de Mantenimiento, facilitando la posterior generación de Másteres de

Preventivo, inspecciones y órdenes de Trabajo para cada conjunto de activos.

8.2.5.4 Mantenimiento Preventivo.

El módulo de Mantenimiento Preventivo permite la generación automática de órdenes de

Trabajo de Mantenimiento Preventivo y Predictivo según frecuencias temporales (días,

semanas, meses…) y/o lectura de contadores (horas de servicio…) verificando la

existencia de materiales y programando el trabajo según su prioridad.

Ofrece la posibilidad de agrupar ó secuenciar los trabajos semanales, mensuales,

trimestrales… y de planificar mantenimientos estacionales.

Cada Plan de Trabajo contiene estimaciones de personal, materiales y herramientas.

También pueden establecerse stándares para el mantenimiento correctivo y desarrollar

planes para otros subcontratistas.

Existe la posibilidad de crear jerarquías de OT`s para rutas, inspecciones, proyectos de

inversión, grandes paradas ó mejoras en equipos y/o ubicaciones.

Dispone de gran facilidad para realizar modificaciones en un plan maestro que actualice

automáticamente los másteres de Mantenimiento Preventivo que dependan de él.

Asimismo, éste módulo permite crear los Másteres de Mantenimiento Preventivo (MP)

para generar órdenes de Trabajo en base a una frecuencia temporal, horas de

funcionamiento…

8.2.5.5 Contratos.

El PGMAO permite gestionar los diferentes contratos de servicios existentes en la

instalación, por medio de plantillas editables de contratos, definidas por Soleval.



8.2.5.6 Almacén.

Es uno de los módulos más interesantes del PGMAO y permite:

- Controlar las existencias de repuestos, propios ó externos, y su ubicación en uno ó

múltiples almacenes, pudiendo realizarse transferencias entre los mismos.

- Gestión de los repuestos peligrosos, incluyendo los lotes por fecha de caducidad.

- Consulta de las reservas de los repuestos, así como los equipos donde se utilizan.

- Lanzamiento y seguimiento de Solicitudes y Órdenes de Compra a partir del

establecimiento de puntos de reposición, lotes económicos y stock de Seguridad.

- Análisis y control de costes con 3 métodos de valoración de stock: coste medio,

último precio de adquisición y coste stándard.

- Ajuste en tiempo real de costos y cantidades.

- Gestión de repuestos y proveedores alternativos.

- Gestión de equipos rotables con posibilidad de seguir sus costes e históricos.

- Intercomunicación con los diferentes módulos del PGMAO.

8.2.5.7 Compras.

El módulo de Compras permite la creación de solicitudes de compra, ya sean manuales

y/o automáticas, de los diferentes repuestos a partir del establecimiento de puntos de

reposición, lotes económicos ó stock de Seguridad.

Permite la introducción de albaranes, recepción de materiales, recepciones parciales,

devoluciones…

Establece un ciclo completo de Compras, desde la selección de proveedores,

comparación de ofertas, conformación de facturas…

8.2.5.8 Informes de Mantenimiento y KPI`s (indicadores Clave de rendimiento)

Los resultados de Mantenimiento se miden mediante los informes mensuales que

proporciona el módulo del PGMAO utilizado para éste tema.



Mediante el análisis de éstos informes se toman las acciones oportunas para actuar

sobre cada una de las variables que influyen en el resultado del departamento.

Éstos informes son configurables y se seleccionan según el estado de Mantenimiento ó

dependiendo de las variables que influyen en Mantenimiento a evaluar.

Los informes que se realizan son los siguientes:

- % de OT`s de Mantenimiento Preventivo atrasadas, clasificadas por prioridades.

- Previsión de materiales.

- Evolución de OT`s de Mantenimiento Correctivo. (Avances y retrasos)

- Ratio de disponibilidad de activos.

- % de OT`s completadas dentro del nivel de servicio acordado.

- Ratio trabajos planificados / no planificados

- % de horas empleadas por clasificación de OT`s

- Costo de Mantenimiento por equipo.

8.2.5.9 Gestión de Solicitudes de Trabajos

Las Solicitudes de Trabajo de Mantenimiento se gestionan mediante el PGMAO. Con el

fin de poder disponer de un mejor control del tipo de solicitudes realizadas así como de

controlar su coste, se establece una diferenciación en cuanto al tipo de Solicitudes de

Trabajo, de la siguiente forma:

- GS Garantías / Seguros.

- IN-XXXX Inversión.

- MC Mantenimiento Correctivo.

- MP Mantenimiento Preventivo.

- SH Seguridad e Higiene.



- MF Modificaciones técnicas, mejoras y pequeños proyectos.

- LP Limpiezas de proceso.

- REAC Reacondicionamiento de equipos.

- IR Inspecciones Reglamentarias.

Cada una de éstas clasificaciones corresponde a las siguientes descripciones de Solicitudes

de Trabajo:

- GS Garantías / Seguros. Solicitudes de trabajo solicitadas por cualquier persona

de Soleval para intervención en cualquier lugar de la instalación, a realizar por

personal Contratista u empresa de servicios, cubierta por una cláusula de garantía ó

seguro, (lo cual en teoría no debe implicar coste alguno para Soleval)

- IN-XXX Inversión. Solicitud de trabajo generada por el responsable de la

inversión, para intervenciones pertenecientes a un nuevo proyecto ó modificación

que pertenece a una cuenta de inversión y que por tanto su coste no se revierte a

Mantenimiento.

- MC Mantenimiento Correctivo. Solicitudes de trabajo generadas a petición de

cualquier persona de Soleval para la realización de unas actividades de

mantenimiento correctivo a realizar por personal de Mantenimiento. (ya sea

personal propio, contrata habitual ó contrata esporádica).

- MP Mantenimiento Preventivo. Solicitudes de trabajo generadas por

Mantenimiento para realización de trabajos de inspección preventiva. Éstas

Solicitudes de Trabajo son generadas automáticamente por el PGMAO de acuerdo

al calendario de Mantenimiento Preventivo establecido.



- SH Seguridad e Higiene. Solicitudes de trabajo (la mayor parte de ellas

corresponderán a trabajos de Mantenimiento correctivo) pertenecientes a mejoras

que entrañen aspectos de Seguridad para las personas ó las instalaciones.

- MF Modificaciones y Pequeños Proyectos. Corresponde a acciones de mejoras,

modificaciones y pequeños proyectos encaminados a mejorar la disponibilidad y

mantenibilidad de las instalaciones.

- LP Limpiezas de proceso. Solicitudes de trabajo realizadas por personal de

Fabricación para limpieza de planta, es decir, limpieza de tanques, tuberías... a

realizar por personal de Mantenimiento, ó gestionados por éste departamento.

- REAC Reacondicionamiento de equipos. Solicitudes de trabajo para

reacondicionamiento de artículos de almacén ó equipos sustituídos en planta, ya sea

en trabajos realizados en taller, ya sea en trabajos realizados por empresas externas

en talleres exteriores. Estas solicitudes serán generados por Mantenimiento.

- IR Inspecciones Reglamentarias. Revisiones ó Inspecciones periódicas de la

instalación según los diferentes Reglamentos.

En función del tipo de solicitud de trabajo, hay establecidos una serie de aprobaciones

en la circulación de la ST. En cada una de éstas aceptaciones, se cambia el estado de la

ST, con el fin de distinguir su situación.



El diagrama resumen de la circulación de aprobaciones de la ST es el siguiente: ESTADO A B C

DE LA S.T.

Fase 1. Petición de Solicitud de Trabajo

ESPAPROB Solicitante

Solicitante

Ad. Mant. Cumplimentación de la Solicitud de Trabajo

Fase 2. Aprobación de Solicitud de Trabajo

Verificación de la cumplimentación de la Solicitud de Trabajo

Aprobación de la Solicitud de Trabajo

APROB Contr. Sección

Fase 3. Aprobación de la Solicitud de Trabajo por parte de Mantenimiento

Asignación de Contratistas y Supervisor de los Trabajos

La Solicitud de Trabajo pasa a ser Orden de Trabajo

APROMANT Resp. Mant.

Fase 4. Ejecución de la Orden de Trabajo

Planificación y asignación de recursos, personal…por parte del responsable

de Contratas

ENPROG Resp. Contr.

Fase 5. Cierre de la Orden de Trabajo por Mantenimiento

El responsable de Mantenimiento cierra la Orden de Trabajo tras verificar el

contenido del informe técnico y el Permiso de Trabajo debidamente

COMPLETO Resp. Mant. Resp. Mant. Resp. Mant. cerrado por el Responsable de Area, Jefe de Turno…

Fase 6. Cierre de la Orden de Trabajo por el Responsable de Area

El Responsable de Area cierra la Orden de Trabajo si esta realizada

de acuerdo a lo solicitado, y el trabajo haya sido entregado correctamente

CERRADO Responsable Responsable Responsable

Se ha establecido 3 tipos diferentes de Circulación de ST en función de su naturaleza.

- Tipo A. Mantenimiento Correctivo (MC), Garantías y Seguros (SG), Inversiones

(IN), Modificaciones y pequeños Proyectos (MF), Limpiezas de Proceso (LP)

- Tipo B. Mantenimiento Correctivo (MC) de Prioridad 0 (ST de retén),

Reacondicionamiento de Equipos (REAC)

- Tipo C. Mantenimiento Preventivo (MP), Inspecciones Reglamentarias (IR).



Asimismo se establecen las siguientes prioridades en la atención de las ST`s en función de

lo siguiente:

Las prioridades que podrá seleccionar el peticionario de la ST serán las siguientes:

- Prioridad 0. Solicitudes de Trabajo a realizar en intervenciones de retén, fuera de la

jornada laboral normal de trabajo. Se trata de intervenciones en equipos ó

instalaciones que comprometan la continuidad de funcionamiento de la Planta ó

afecten a la Seguridad de las personas ó las instalaciones, y sea necesario llevarlas a

cabo de urgencia fuera de la jornada habitual de trabajo.

- Prioridad 1. Actuación inmediata dentro de la jornada habitual de trabajo. Se trata

de intervenciones en equipos ó instalaciones que comprometan la continuidad de

funcionamiento de la Planta ó afecten a la Seguridad de las personas ó las

instalaciones, y puedan llevarse a cabo dentro de la jornada habitual de trabajo.

- Prioridad 2. Comienzo de los trabajos en 48 horas. Se trata de intervenciones en

equipos que no comprometan el funcionamiento de la instalación ni la seguridad de

las personas e instalaciones en un período de tiempo razonable.

- Prioridad 3. Comienzo de los trabajos en 1 semana. Se trata de intervenciones

planificadas y/o sobre equipos no críticos

- Prioridad 5. Trabajos a realizar en Parada de Planta, que impliquen la parada del

equipo.

8.2.5.10 El Permiso de Trabajo.

El Permiso de Trabajo es el documento esencial y acreditativo, con las estipuladas

aprobaciones, que autoriza al operario la ejecución de trabajos en Planta.

Se trata de un documento el cual surge de la documentación introducida en el PGMAO,

por lo que contiene información contenida en el mismo, e información cumplimentada a



mano por el autorizante a trabajar en Planta, normalmente papel que desempeña el Jefe de

Turno.

En el Permiso de Trabajo se indican los siguientes datos:

- Nº de orden de trabajo.

- Nº de Permiso de Trabajo.

- Descripción de los trabajos a realizar.

- Solicitante de los trabajos.

- Contratista u operario que vaya a realizar los trabajos.

- Responsable de la ejecución de los trabajos.

- Tipo de orden de trabajo (MC, MP,…)

- Prioridad de la Orden de Trabajo.

- Identificación de las precauciones a tomar en el desarrollo de los trabajos, ya sean

relacionados con EPI`s, ya sean relacionados con la propia instalación (descargos de

equipos,…)

El Permiso de Trabajo contará con los visados de Sala de Control (Jefe de Turno) que

autoricen a la realización de los trabajos.

Una vez completada la realización de los trabajos, el Permiso de Trabajo deberá cerrarse

en Sala de Control por la misma figura que verifique la realización de los trabajos, en éste

caso el Jefe de Turno

8.2.6 Programa de Mantenimiento Preventivo.

A continuación se listan los diferentes sistemas con los respectivos planes de

Mantenimiento Preventivo que aplican a cada uno de los mismos.

En el apartado de PERIODICIDADES se indican la frecuencia de actuación de cada

una de las actividades mencionadas.

El primer número indica la cantidad de unidades de tiempo de la letra situada a

continuación, de acuerdo a lo siguiente:



D. Periodicidad diaria.

S. Periodicidad semanal.

M. Periodicidad mensual.

A. Periodicidad Anual.

8.2.6.1 Instalación Contraincendios.

Distinguiremos en el Plan de Mantenimiento Preventivo las operaciones a efectuar por

personal propio, y las operaciones a efectuar por empresa externa autorizada.

Las operaciones rutinarias y de Mantenimiento Preventivo que se realizan sobre ésta

instalación con personal propio son las siguientes:

PERIODICIDAD

Nº SISTEMA OPERACIONES 1M 3M 6M

1 Sistemas

automáticos de

detección y alarma

contraincendios

Comprobación de funcionamiento de las instalaciones, señalización visual y

acústica, lámparas, pilotos, comprobación de tensiones…Inspección visual de los

componentes y limpieza. Mantenimiento de acumuladores (limpieza de bornas,

reposición de agua destilada, control de sustitución de las baterías..)

X

2 Sistema manual de

alarma

contraincendios

Comprobación de funcionamiento de la instalación (con cada fuente de suministro).

Mantenimiento de acumuladores (limpieza de bornas, reposición de agua destilada,

control de sustitución…)

X

3 Extintores de

Incendio

Comprobación de la localización, estado de conservación, precintos, etiquetas de

control… Comprobación del estado de carga (presión y peso) del extintor y del

botellín de gas extintor (si existe), estado de las boquillas, mangueras…

X

4 Bocas de Incendio

equipadas (BIE)

Comprobación de identificación y localización. Comprobación del estado de la

manguera y manipulación de la boquilla. Comprobación de la presión de servicio.

Comprobación y engrase de bisagras del armario

X

5 Hidrantes Accesibilidad e identificación. Comprobación visual de estanqueidad y/o fugas.

Engrase de roscas destapando las conexiones

X

6 Hidrantes Engrasar la tuerca de accionamiento. Apertura y cierre del hidrante comprobando el

funcionamiento de la válvula principal y el sistema de drenaje

X

7 Válvulas del

circuito

Comprobación de accionamiento de la válvula. Manipulación (apertura y cierre).

Engrase de accionamiento

X

8 Sistemas de

extinción

(rociadores…)

Comprobación de boquillas (taponamientos, suciedad…). Comprobación de válvulas

de pruebas, estado de carga de los sistemas y de las botellas de gas impulsor en el

caso de que existan. Limpieza general de componentes

X

9 Bomba Jockey Comprobación de fugas. Comprobación de presiones de funcionamiento. Estado de

acoplamiento. Verificación de estanqueidad (prensas…)

X



10 Bomba Principal

(Eléctrica)

Comprobación de arranque mediante simulación de la lógica. Comprobación de

consumos, presiones de funcionamiento y fugas. Estado de cierre

X

11 Bomba Principal

(Diesel)

Comprobación de nivel de combustible. Arranque de la máquina mediante

simulación de la lógica. Comprobación de agua en el combustible. Estado del cierre

Las operaciones rutinarias y de Mantenimiento Preventivo que se realizan sobre ésta

instalación con la empresa externa autorizada son las siguientes:

PERIODICIDAD

Nº SISTEMA OPERACIONES 1A 5A

1 Sistemas

automáticos de

detección y alarma

contraincendios

Verificación integral de la instalación. Limpieza del equipo de centrales y accesorios.

Comprobación de funcionamiento y retarado de relés, temporizados…Regulación de

tensiones e intensidades de funcionamiento. Verificación de los equipos de

transmisión de alarma. Comprobación de funcionamiento de la instalación.

X

2 Sistema manual de

alarma

contraincendios

Verificación integral de la instalación. Limpieza y conservación de componentes.

Verificación de conexiones (engrase de roscas…). Pruebas de funcionamiento de la

instalación con cada fuente de suministro eléctrico.

X

3 Extintores de

Incendio

Verificación del estado de carga (presión y peso). Comprobación de la presión de

impulsión del agente impulsor. Estado de manguera, boquillas, accionamientos…

X

4 Extintores de

Incendio

Retimbrado del extintor de acuerdo con la ITC-MIE AP5 del reglamento de Aparatos

a Presión sobre extintores de incendio (Boletín oficial del Estado nº 149 de 23 de

Junio de 1982)

X

5 Bocas de Incendio

equipadas (BIE)

Despliegue y comprobación de estado de la manguera. Comprobación del correcto

funcionamiento de la boquilla en sus distintas posiciones y su sistema de cierre.

Comprobación de estanqueidad de racores y manguera y estado de juntas.

Comprobación de la indicación de manómetro con patrón.

X

6 Bocas de Incendio

equipadas (BIE)

Presión hidráulica de la manguera (15kg/cm2) X

7 Hidrantes Accesibilidad e identificación. Comprobación visual de estanqueidad y/o fugas.

Engrase de roscas destapando las conexiones

X

8 Válvulas del

circuito

Comprobación de accionamiento de la válvula. Manipulación (apertura y cierre).

Engrase de accionamiento

X

9 Sistemas de

extinción

(rociadores…)

Comprobación integral de acuerdo a las instrucciones del fabricante incluyendo:

Verificación de los componentes del sistema, incluyendo los dispositivos de alarma

y disparo. Comprobación de la carga del agente extintor y de medida.

Comprobación del estado del agente extintor. Prueba final de la totalidad de la

instalación

X

8.2.6.2 Válvulas de Seguridad

Todas las válvulas de Seguridad de la instalación dependiendo de su criticidad,

presión de disparo y lugar de instalación, estarán sometidas a un Mantenimiento

Preventivo periódico, lo cual incluye y no se limitará a lo siguiente:



PERIODIC

Nº SISTEMA OPERACIONES 1M

1 Válvulas de

seguridad

Comprobación de fugas mediante inspección visual y toma de temperaturas X

2 Válvulas de

seguridad

Desmontaje de la válvula, comprobación de internos, recalibrado de la misma y

certificado de calibración proporcionado por Organismo Autorizado (ECA),

conservación exterior…

8.2.6.3 Centrales Hidráulicas de movimiento de Parábolas (Drive System)

Las Centrales hidráulicas encargadas del movimiento de las parábolas estarán

asimismo sometidas incluyendo cada uno de sus componentes a un Mantenimiento

Preventivo. Como componentes más importantes de las centrales hidráulicas (Drive

System) podemos destacar los sensores de radiación, los sensores de posición,

sensores de temperatura de fluido hidráulico, automatismos (PLC y tarjeta

electrónica de posicionador), mangueras y conexiones hidráulicas, bomba

hidráulica, así como los pistones de accionamiento. Dicho Mantenimiento incluirá lo

siguiente

PERIODICIDAD

Nº SISTEMA OPERACIONES 1M 1A 2A 5A

1 Drive System Comprobación visual externa. Comprobación de nivel de aceite. Comprobación de

fugas. Limpieza externa y del sensor de radiación

X

2 Drive System Comprobación de ajuste de sensores (posición y radiación). Comprobación de

prensas y estanqueidad de caja local. Estado de mangueras hidráulicas, conexiones

hidráulicas, fugas de aceite. Verificación de presiones de funcionamiento.

X

3 Drive System Calibración de sensores de temperatura, posición y radiación. Pruebas de

visualización de programa de funcionamiento. Comprobación de parámetros de

funcionamiento

X

4 Drive System Sustitución de retenes en pistones de accionamiento. Sustitución de internos de

bomba hidráulica. Sustitución de internos y juntas de válvula de distribución

hidráulica

X



8.2.6.4 Transformadores de Potencia (Servicios no críticos)

Todos los transformadores de Potencia de la instalación estarán sometidos a un

Mantenimiento Periódico. No obstante, dependiendo de la criticidad y de la

posibilidad de sustitución de su servicio con un equipo conectado en paralelo, se

someterán aun Mantenimiento Preventivo más exhaustivo. En éste caso, los

transformadores no críticos (los que su función pueda ser suplida con un equipo

paralelo) estarán sometidos al siguiente Mantenimiento Preventivo:

PERIODICIDAD

Nº SISTEMA OPERACIONES 1M 1A 2A

1 Transformador de

Potencia

Verificación de fugas, Comprobación de lecturas (temperaturas…) X

2 Transformador de

Potencia

Toma de muestra de aceite y posterior análisis. Verificación de conexiones.

Comprobación del aislamiento de devanados. Sustitución de silicagel

X

3 Transformador de

Potencia

Inspección Reglamentaria de Baja Tensión por Entidad Colaboradora de la

Adminsitración

X

8.2.6.5 Transformadores de Potencia (Servicios Críticos)

Todos los transformadores de Potencia de la instalación estarán sometidos a un

Mantenimiento Periódico. No obstante, dependiendo de la criticidad y de la posibilidad

de sustitución de su servicio con un equipo conectado en paralelo, se someterán aun

Mantenimiento Preventivo más exhaustivo. En éste caso, los transformadores críticos

(los que su función no pueda ser suplida con un equipo paralelo) estarán sometidos al

siguiente Mantenimiento Preventivo y Predictivo: PERIODICIDAD

Nº SISTEMA OPERACIONES 1M 3M 1A 2A

1 Transformador

de Potencia

Verificación de fugas, Comprobación de lecturas (temperaturas…) X

2 Transformador

de Potencia

Toma de medidas termográficas en devanados y localización de

puntos calientes

X

3 Transformador

de Potencia

Toma de muestra de aceite y posterior análisis. Verificación de

conexiones. Comprobación del aislamiento de devanados.

Sustitución de silicagel

X



4 Transformador

de Potencia

Inspección Reglamentaria de Baja Tensión por Entidad

Colaboradora de la Administración

X

8.2.6.6 Equipos Rotativos Eléctricos (Motores críticos)

Los motores eléctricos de la instalación dependiendo de su criticidad estarán sometidos a

varias políticas de Mantenimiento. Los motores críticos de la instalación estarán sometidos

al siguiente Plan de Mantenimiento: PERIODICIDAD


1 Motor Eléctrico

crítico

Engrase, inspección visual de conjunto y acoplamiento, limpieza de

rejillas

X

2 Motor Eléctrico

crítico

Toma de medidas termográficas en devanados y localización de puntos

calientes. Toma de vibraciones y análisis de las mismas

X

3 Motor Eléctrico

crítico

Verificación de conexiones y comprobación de estanqueidad de caja de

conexiones. Megado de cables de potencia y devanados de motor.

Inspección de arrancador y cuadro de maniobra

X

4 Motor Eléctrico

crítico

Inspección Reglamentaria de Baja Tensión por Entidad Colaboradora de la

Administración

X

8.2.6.7 Equipos Rotativos Eléctricos (Motores No críticos)

Los motores eléctricos de la instalación dependiendo de su criticidad estarán sometidos a

varias políticas de Mantenimiento. Los motores no críticos de la instalación estarán

sometidos al siguiente Plan de Mantenimiento:

PERIODICIDAD


1 Motor Eléctrico

No crítico

Engrase, inspección visual de conjunto y acoplamiento,

limpieza de rejillas

X

2 Motor Eléctrico

No crítico

Verificación de conexiones y comprobación de estanqueidad

de caja de conexiones. Megado de cables de potencia y

devanados de motor. Inspección de arrancador y cuadro de

maniobra

X

3 Motor Eléctrico

No crítico

Inspección Reglamentaria de Baja Tensión por Entidad

Colaboradora de la Administración

X



8.2.6.8 Válvulas de Control (Válvulas de regulación no críticas)

Las válvulas de regulación estarán sometidas a Planes de Mantenimiento Preventivo

dependiendo de su criticidad. Las válvulas no críticas estarán sometidas al siguiente Plan

de Mantenimiento Preventivo: PERIODICIDAD

Nº SISTEMA OPERACIONES 1M 1A

1 Válvula de

regulación No

crítica

Engrase, inspección visual de conjunto, comprobación de fugas y

estado de empaquetadura

X

2 Válvula de

regulación No

crítica

Calibración de electroposicionador, comprobación de estanqueidad

de cajas de conexiones y electroposicionador, comprobación de

indicadores de posición y/o proximeters…

X

8.2.6.9 Válvulas de Control (Válvulas de regulación críticas)

Las válvulas críticas para el funcionamiento de la Planta estarán sometidas al siguiente

Plan de Mantenimiento Preventivo y Predictivo: PERIODICIDAD

Nº SISTEMA OPERACIONES 1M 3M 1A

1 Válvula de

regulación crítica

Engrase, inspección visual de conjunto, comprobación de

fugas y estado de empaquetadura

X

2 Válvula de


Control de fugas y estanqueidad mediante inspección

termográfica

X

3 Válvula de


Calibración de electroposicionador, comprobación de

estanqueidad de cajas de conexiones y

electroposicionador, comprobación de indicadores de

posición y/o proximeters…

X

8.2.6.10 Transmisores de Presión

Los transmisores de presión de servicios críticos estarán sometidos al siguiente Plan de

Mantenimiento Preventivo:



PERIODICIDAD


1 Transmisor de

Presión

Inspección visual, comprobación de identificación, purga de líneas… X

2 Transmisor de

Presión

Comprobación de parámetros de calibración y configuración

mediante comunicador HART

X

3 Transmisor de

Presión

Verificación de calibración mediante instrumento patrón X

8.2.6.11 Transmisores de Temperatura

Los transmisores de temperatura de servicios críticos estarán sometidos al siguiente Plan

de Mantenimiento Preventivo:

PERIODICIDAD


1 Transmisor de

Temperatura

Inspección visual, comprobación de identificación… X

2 Transmisor de

Temperatura

Comprobación de parámetros de calibración y configuración

mediante comunicador HART

X

3 Transmisor de

Temperatura

Verificación de calibración mediante instrumento patrón X

8.2.6.12 Bombas (Servicios Críticos)

Las bombas de la instalación correspondientes a servicios críticos estarán sometidas

principalmente a un programa de Mantenimiento Predictivo y Preventivo, el cual incluirá: PERIODICIDAD

Nº SISTEMA OPERACIONES 1M 3M Nota

1

1 Bomba (Servicio

Crítico)

Inspección visual, comprobación de identificación, comprobación de

nivel líquido de cierre, comprobación de presiones en

aspiración/impulsión, comprobación de presiones en fluido de

cierre…

X

2 Bomba (Servicio

Crítico)

Medida de temperatura en rodamientos, toma de vibraciones y

análisis de las mismas,…

X

3 Bomba (Servicio

Crítico)

Sustitución de juntas y tóricas en sistema de cierre, verificación de

estado de acoplamiento, sustitución de cierre, inspección interior

(voluta e impulsor)

X

Nota 1 Dependiendo de las horas de funcionamiento



8.2.6.13 Sistemas de Control Digital (DCS y PLC’s)

Los sistemas de control digital presentes en la Planta estarán sometidos al siguiente Plan de

Mantenimiento: PERIODICIDAD


1 Sistemas de

Control

Inspección visual, comprobación de fuentes de alimentación,

diagnósticos del sistema…

X

2 Sistemas de

Control

Comprobación de estado de carga de CPU, capacidad de memorias y

discos…

X

3 Sistemas de

Control

Descarga y comprobación de copias de seguridad, X

4 Sistemas de

Control

Sustitución de baterías de CPU… X

8.2.6.14 Purgadores de Vapor

Los purgadores de vapor de la instalación estarán sometidos al siguiente Plan de

Mantenimiento Preventivo: PERIODICIDAD

Nº SISTEMA OPERACIONES 3M

1 Purgadores de

Vapor

Inspección Predictiva Termográfica y por ultrasonidos X

8.2.6.15 Turbinas de Vapor (alta y baja presión)

Dada la importancia de éste equipo, tanto la turbina de Alta presión como la de Baja

presión, estarán sometidas a un Plan de Mantenimiento Preventivo. Parte del

Mantenimiento será efectuado por personal de plantilla, y el programa principal de

revisiones preventivas será efectuado por el personal técnico del suministrador del equipo

(fabricante). PERIODICIDAD

Nº SISTEMA OPERACIONES 1D 1S 1A 3A 6A

1 Turbina de

Vapor

Toma de Lecturas. Inspección de Tendencias. Verificación de fugas. Purgas,

Drenajes…

X



2 Turbina de

Vapor

Inspección fugas de aceite. Comprobación de Niveles (Aceite). Control de

fugas de vapor. Purga del agua en circuito de lubricación. Inspección visual

de circuito. Toma de muestras de aceite para análisis. Inspección visual

circuito de lubricación. Circuito de eliminación de vahos.

X

3 Turbina de

Vapor

Inspección anual (a realizar por suministrador del equipo) X

4 Turbina de

Vapor

Revisión Mediana (a realizar por el suministrador del equipo) X

5 Turbina de

Vapor

Revisión Mayor (a realizar por el suministrador del equipo)

X

8.2.6.16 Alternador

Al igual que la turbina de vapor, el alternador constituye una pieza clave para el

funcionamiento de la instalación, por lo que requiere un Plan especial de Mantenimiento

Preventivo y Predictivo, el cual incluirá lo siguiente:

PERIODICIDAD

Nº SISTEMA OPERACIONES 1D 1S 3M 1A 3A 6A

1 Alternador Toma de lecturas. Inspección visual. Limpieza. X

2 Alternador Inspección fugas de aceite. Comprobación de Niveles. X

3 Alternador Inspección Termográfica de puntos calientes X

4 Alternador Inspección anual (a realizar por suministrador del equipo) X

5 Alternador Revisión Mediana (a realizar por el suministrador del equipo) X

6 Alternador Revisión Mayor (a realizar por el suministrador del equipo)

X

8.2.6.17 Sistemas de Alimentación Ininterrumpida (SAI`s)

Dada la criticidad de los sistemas de alimentación eléctrica ininterrumpida, éstos estarán

sometidos a un programa de Mantenimiento Preventivo, el cual incluirá las siguientes

actividades:

PERIODICIDAD

Nº SISTEMA OPERACIONES 1D 1M 1A 4A

1 Sistemas de

Alimentación

Ininterrumpida

Toma de lecturas, verificación de alarmas, estado de testigos de

funcionamiento (lámparas, diodos…)

X

2 Sistemas de

Alimentación

Ininterrumpida

Comprobación de tensiones, lectura de intensidades, comprobación de

carga de baterías…

X



3 Sistemas de

Alimentación

Ininterrumpida

Limpieza interior, comprobación y adecuación de conexiones de baterías,

reapriete de terminales…

X

4 Sistemas de

Alimentación

Ininterrumpida

Sustitución de baterías X

8.2.6.18 Grupos Electrógenos

Los grupos electrógenos de la instalación estarán sometidos al siguiente Plan de

Mantenimiento Preventivo: PERIODICIDAD

Nº SISTEMA OPERACIONES 1D 1S 1A 4A

1 Grupos Electrógenos Toma de lecturas, verificación de alarmas, estado de testigos de

funcionamiento (lámparas, diodos…), verificación de nivel de

combustible…

X

2 Grupos Electrógenos Comprobación de arranque y disponibilidad del grupo,

comprobación de agua en combustible, verificación de niveles..

X

3 Grupos Electrógenos Limpieza interior, comprobación y adecuación de conexiones de

baterías, reapriete de terminales, verificación de la maniobra de

arranque incluyendo condiciones reales de maniobra de

emergencia, cambio de lubricante…

X

4 Grupos Electrógenos Sustitución de baterías X

8.2.6.19 Torre de Refrigeración (Control de Legionela)

De cara al control de la legionelosis, tanto la Torre de Refrigeración como las instalaciones

de agua sanitaria, estarán sometidas a un programa de Mantenimiento Preventivo, el cual

quedará registrado en el Libro de Mantenimiento, según se indica en el Real Decreto

865/2003. PERIODICIDAD


1 Torre de

Refrigeración

Control de química del agua y dosificación de biocidas (control

legionela). Comprobación de parámetros en sistemas de

dosificación en contínuo. (A realizar con soporte de Empresa

Externa)

X

2 Torre de

Refrigeración

Inspección del Separador de Gotas. Limpieza y desinfección X

3 Torre de

Refrigeración

Inspección del relleno de la Torre. Limpieza y desinfección X

8.2.7 Gestión de Repuestos.



La Gestión de Repuestos se realiza mediante un módulo del PGMAO. La codificación de

los repuestos se realiza mediante un diagrama de árbol jerárquico en el cual se van

estableciendo los códigos para cada uno de los repuestos existentes.

Previamente se realiza un estudio de los repuestos críticos pertenecientes a cada uno de los

equipos.

Una vez seleccionados los repuestos críticos a mantener en el stock, se deciden las

cantidades mínimas de stockaje en función del uso, probabilidad de utilización, y plazo de

entrega.

Los objetivos perseguidos con el control de inventarios son los siguientes:

· Poder contar con un sistema de control de inventarios que permita conocer las

cantidades en existencia de repuestos e insumos y que permita generar las

transacciones necesarias de repuestos.

· Contar con un mecanismo para almacenar y registrar las transacciones de

inventarios.

· Contar con una codificación práctica de repuestos.

· Integrar el sistema de control de inventarios al Sistema de Mantenimiento

Preventivo.

· Que los repuestos estén debidamente codificados e inventariados.

· Contar con los mecanismos básicos para un eficiente control de inventarios de

repuestos.

Desde el punto de vista de mantenimiento, es importante que exista un adecuado

nivel de inventarios de repuestos. Al menos que éste sea el caso, el mantenimiento no

podrá realizarse de una forma adecuada. Un inventario de

repuestos puede tener cientos de piezas. Y para que éstas sean accesibles debe de

existir un control de las mismas.



Es importante que los repuestos estén codificados, inventariados y que se registren los

recibos y entregas de repuestos desde el almacén de materiales y repuestos.

Idealmente los repuestos deberían de ser obtenidos por el personal cuando los necesitemos.

Es necesario por ende, contar con un mecanismo para lograr mantener la trazabilidad del

repuesto ó material.

Es importante disponer de la menor cantidad de repuestos posible, pero al mismo tiempo

saber dónde y cómo adquirir los repuestos en caso que se necesiten, tanto para

mantenimiento preventivo como para mantenimiento correctivo.

Para conseguir un eficiente control de inventarios, se ha introducido la siguiente

información en el módulo de Almacén del PGMAO para cada repuesto que se desee

almacenar en Almacén:

· Código del Repuesto

· Códigos Equivalentes

· Descripción del Repuesto

· Característica Técnica especial

· Equipos o Unidad donde se utiliza (pueden ser varias)

· Catalogo donde se encuentra la pieza

· Si la pieza requiere de inventario permanente o no.

· Existencia a Fecha de Inventario Físico

· Localización dentro del Almacén

· Punto de Pedido (o punto de reorden)

· Días de reposición

· Proveedores principales

· Precio Estimado

· Precio de la última fecha recibida

· Código del suministrador ó fabricante

Estudio de Viabilidad de una Central Termosolar en el...

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