Las Centrales de Ciclo Combinado de Gas Natural

8/17/2019 Las Centrales de Ciclo Combinado de Gas Natural

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1

2

Las centrales de ciclocombinado de gas natural

San Sebastián, 12 de julio de 2004

Juan Pujol NoguéDirector Corporativo de Ingeniería y Compras

Curso de verano Universidad País Vasco


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3

1Contenido

1. Introducción

2. Evolución de la Demanda de EnergíaEléctrica

3. Centrales de Generación Eléctrica

4. Centrales de Ciclo Combinado del GrupoGas Natural

5. Conclusiones

4

1Introducción


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3

5

Introducción

PoblaciónEnergía PrimariaElectricidad

1900 192019401960 202019802000

24.000 TWh

15.000 TWh

114.000 TWh

6.000 106 Habitantes

8.000 106

Habitantes

155.000 TWh

La demanda eléctrica, aumentamás rápidamente que lapoblación y queel consumo de energía primaria

La demanda eléctrica, aumentamás rápidamente que lapoblación y queel consumo de energía primaria

PoblaciónMundial

EnergíaPrimaria

Electricidad

20%

80%

76%

24%

2000

24%

76%

2000 2000

Países endesarrollo yPaíses entransición

Paísesindustrializados

Todavía existen en el Mundo diferenciassignificativas en el consumo energéticoentre países con diferente grado dedesarrollo

Todavía existen en el Mundo diferenciassignificativas en el consumo energéticoentre países con diferente grado dedesarrollo

Fuente: UNFPA, BMWi,

Siemens KWU

Evolución población y demanda de energía

6

2000

26%

39%

23%

7%3%

2%

CarbónPetróleoGas naturalNuclear HidráulicaOtras renovables

Total año 2000 - 9.179 MtepTotal año 2000 - 9.179 Mtep

2030

24%

37%

28%

5%2%

4%

CarbónPetróleoGas naturalNuclear HidráulicaOtras renovables

Total año 2030 - 15.267 MtepTotal año 2030 - 15.267 Mtep

Demanda Mundial de Energía Primaria por combustibles

+ 66%

Fuente: AIE - World Energy Outlook 2002

Introducción


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4

7

Fuente: CEDIGAZ 2003

Reservas mundiales de petróleo y gas natural

Introducción

G t e

p

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

1 9 7 0

1 9 7 5

1 9 8 0

1 9 8 5

1 9 9 0

1 9 9 5

2 0 0 0

2 0 0 5 Petróleo

Gas natural

8

Reservas probadas de gas natural (Gtep)

Introducción

6,36

6,91

6,01

51,30

81,84

13,4215,23

Fuente: CEDIGAZ 2003


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5

9

Gas - Principales flujos de mercadobcm

Introducción

Fuente: BP Statistical Review of World Energy - 2004

10

15,8%

15,3%

11,9%

2,5%

4,1%

50,4%

Gas Natural (15,8%)

Carbón (15,3%)

Nuclear (11,9%)

Petróleo (50,4%)

Hidráulica (2,5%)

Otras Renovables (4,1%)

Fuente: Ministerio de Economía (Datos provisionales)

Total: 135,5 MtepTotal: 135,5 Mtep

Introducción

Consumo de Energía Primaria en España en 2003


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6

11

Fuente: SEDIGAS (2003 Estimación)España

Participación del gas natural en el consumo de EnergíaPrimaria en España y la UE (%)

Introducción

2,33,1

5,7

7,7 8,6

10,7

11,712,513,2

14,6

16,3

22,5

24,9

1980 1990 1996 1999 2001 2003 2010 UE-

2003

12

Doméstico-comercial Generación eléctrica

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

450.000

500.000

550.000

2001 2006 2011

GWh

Industrial

15%

52%

33%

44 Bcm

x 2,4

El sector del gas natural en EspañaEvolución de la demanda total

Introducción


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7

13

2Evolución de laDemanda de EnergíaEléctrica

14

Fuente: AIE, Siemens KWU

Evolución de la Demanda de EnergíaEléctrica

Producción Mundial de Electricidad por fuentes deEnergía Primaria

1960 1970 1980 1990 2020

2 3004 963

8 310

11 866

15 200

25 578

16%

20%

9%

36%

19%

17%

15%

12%

38%

18%

9%12%20%

38%

21%

11%

30%

5%

34%

20%

Nuclear

Gas Natural

Petróleo

Carbón/Otroscombustiblessólidos

Hidroeléctrica/otrasrenovables

2000

E n e r g í a s f ó s i l e s : 6 5 %

E n e r g í a s f ó s i l e s : 6 9 %

TWh

2003


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8

15

Grandes centrales de generación eléctricaProyección de la AIE 2030

TWh

2020

35,48%

5,36%30,09%

0,06%

14,86%10,78% 3,37%

Carbón (35,48%)Petróleo (5,36%)Gas natural (30,09%)Hidrógeno (Pilas) (0,06%)Hidroeléctrica (14,86%)Otras renovables (3,37%)Nuclear (10,78%)

Total año 2020 - 25.578 TWhTotal año 2020 - 25.578 TWh

2030

36,76%

4,21%

31,48%

1,11%

13,51%8,56% 4,38%

Carbón (36,76%)Petróleo (4,21%)Gas natural (31,48%)Hidrógeno (Pilas) (1,11%)Hidroeléctrica (13,51%)Otras renovables (4,38%)Nuclear (8,56%)

Total año 2030 - 31.524 TWhTotal año 2030 - 31.524 TWh


16

España - Previsión 2002-2010

Fuente: Red Eléctrica 2002



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9

17

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

50000

20 02 2 00 3 200 4 20 05 20 06 2 00 7 20 08 20 09 2 01 0

Invierno Verano

Fuente: Red Eléctrica 2002

España - Previsión de puntas horarias de potencia(MW b.c.)


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España - Estructura de generación eléctrica en 2003

Fuente: Ministerio de Economía

15,7%

29,0%23,5%

8,6%23,2%

Gas Natural (15,7%)

Carbón (29,0%)

Nuclear (23,5%)

Hidráulica y otrasrenovables (23,2%)

Petróleo (8,6%)



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10

19

Fuente: UNESA 2002

España - Evolución de la estructura de generación (GWh)

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

2002 2004 2007 2010

Fuelóleo/gas

Ciclos Comb.

Carbon

Nuclear

Hidroelec

Reg especial

1.140

76.011

32.435

58.500

31.200

74.891

4.519

9.009

72.625

58.400

31.500

37.270

Total 2002: 213.313 GWhTotal 2002: 213.313 GWh Total 2010: 274.177 GWhTotal 2010: 274.177 GWh


20

España - Previsión de potencia instalada en CC (MW)

0

2000

4000

6000

8000

1000012000

14000

16000

2002 2004 2007 2011

Potencia CC

Fuente: Ministerio de Economía



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11

21

2002 2004 2007 2010

GWh/año Ciclo Combinado

Carbón

Fuel / Gas

32.435 (29,6%)

76.011 (69,4%)

9.009 (10,5%)

72.625 (84,3%)

4.519 (5,2%) 1.140 (1,0%)

España - Participación de las Centrales Térmicas y de CicloCombinado en la cobertura de la demanda


22

3Centrales de GeneraciónEléctrica


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12

23

Centrales de Generación Eléctrica

Procesos de generación de electricidad

Caldera + Ciclo Rankine

Turbina de gas + Ciclo Rankine

Turbinas de gas

Motores alternativos

Pilas de combustible

24

Combustión en lecho fluido a presión (PFBC)

Central eléctrica de lignito con desulfuración

Central eléctrica de fuelóleo pesado, de bajo contenido enazufre

Turbina de gas de ciclo combinado (GTCC)

Central térmica que utiliza biomasa o residuos como

combustible

Grandes turbinas eólicas terrestres

Células solares fotovoltaicas

Gran reactor nuclear de agua presurizada (PWR)

Análisis de 8 tecnologías típicas (Libro Verde SeguridadAbastecimiento Energético CE)

Fuente: Libro Verde Comisión Europea - 2000



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13

25

* En el caso de las opciones de generación discontinua, las 7000 horas se refieren a la energía utilizables

del equipo y no a la energía utilizable global que es mucho menor y ha sido incluida en los cálculos

Fuente: Libro Verde Comisión Europea - 2000

Costes de producción (7.000 h/año)

Coste producción de tecnologías de generación de electricidad.Índice de utilización: 7000 horas ( € de 1990/kWh)

Sin impuestos de consumo/ subvencionesPFBC(Carbónimportado)

PFBC(Carbónnacional)

Lignitomonoval.

Fuelóleomonoval.

GTCC Residuos-biomasamonoval.

Turbinaseólicas *

Célulassolaresfotovolt. *

Energíanuclear

Bélgica 0,03 - - 0,04 0,02 0,03 0,07 0,64 0,04Dinamarca 0,03 - - 0,04 0,02 0,03 0,06 0,85 0,05Alemania 0,03 0,04 0,04 0,04 0,03 0,04 0,06 0,64 0,05Grecia 0,03 . 0,04 0,04 0,03 0,04 0,07 0,51 0,04España 0,03 0,05 0,03 0,05 0,03 0,04 0,07 0,51 0,04Francia 0,03 0,04 0,03 0,04 0,03 0,04 0,07 0,51 0,03

Irlanda 0,03 - 0,03 0,04 0,03 0,04 0,07 0,85 0,04Italia 0,03 - - 0,04 0,03 0,04 0,07 0,51 0,05Países B. 0,03 - - 0,05 0,02 0,04 0,07 0,64 0,05Austria 0,03 - 0,04 0,04 0,03 0,03 0,07 0,64 0,05Portugal 0,03 - - 0,04 0,03 0,04 0,07 0,51 0,05Finlandia 0,03 - 0,03 0,04 0,02 0,03 0,07 0,85 0,03Suecia 0,03 - 0,03 0,05 0,03 0,03 0,07 0,85 0,04R. Unido 0,03 0,04 - 0,04 0,02 0,03 0,07 0,64 0,04


26

h GUD =268 + 130

685• 100 = 58.1 % h GT =

268

685

• 100 = 39.1 %

Stack gas

57 MW 8.32 %

Condenser

223 MW

32.55 %

Auxiliaries

and losses

5 MW 0.73 %

Steam turbine output

130 MW 18.98 %

Gas turbine output

268 MW 39.12 %

Auxiliaries

and losses

2 MW 0.30 %

Turbine

540 MW

Compressor

270 MW

Exhaust gas

415 MW 60.58 %

Fuel 685 MW 100 %

3_3_0_0_4

© KWU G11

Central de Ciclo Combinado - Diagrama de Sankey



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14

27

65

55

50

45

40

35

60

30400 600 800 1000 1200 14001300700

Net station efficiency (%) based on ISO ambient conditions and 0.04 bar steam-condensing pressure

Turbine inlet temperature (°C)(ISO definition for gas turbines)

Prognosis

Conventional Coal-Fired

Steam Power Plants PFBC **

Natural-Gas-Fired

CC Power Plants

Gas Turbine

Power Plants

Prognosis

IGCC *

* Integrated-Gasification CC Power Plants

** Pressurized-Fluidized-Bed-Combustion Power Plants

Rendimientos de diferentes tipos de centrales de 400 MW


28

Utilizan gas natural como energía primaria

Elevado rendimiento energético

Menor incidencia medioambiental Utilizan menor cantidad de agua de refrigeración

Mayor flexibilidad de operación a distintos regímenes de carga

Menor frecuencia de mantenimiento

Pueden ubicarse próximas a los puntos de consumo final

Menores inversiones iniciales

Reducen los tiempos de construcción de la planta

Ciclos Combinados - Ventajas



15/28

15

29

Eficiencia

Costes de Inversión (€/kW)

Plazo de ejecución (meses)

Flexibilidad de operación

Emplazamiento (m2)

CC T. Clásica C. Nuclear

49-58%

500-600

24-28

10%/min

30.000

37-45%

900-1.000

40

4%/min

100.000

34%

>1.500

60

-

130.000

Ventajas


30

Emisiones de CO2

920

760

562505

369

0

200

400

600

800

1000

Convencional de

carbón (920)

Convencional defuelóleo (760)

Turbina de gas en ciclocombinado (gasóleo)

(562)Convencional de gasnatural (505)

Turbina de gas en ciclo

combinado (gn) (369)

kg/MWh

Fuente:Estudio de Impacto Ambiental de la central de ciclo combinado de gas natural en Arrúbal (La Rioja) - 2002



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16

31

Emisiones de SO2

4050

4437

0 162 0

0

500

1000

15002000

2500

3000

3500

4000

4500 Convencional decarbón (4050)


Convencional de gasnatural (0)


combinado (gasóleo)(162)Turbina de gas en ciclocombinado (gn) (0)

g/MWh



32

Emisiones de NOx

1790

1040

680557

282

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800 Convencional decarbón (1790)


Convencional de gasnatural (680)


combinado (gasóleo)(557)Turbina de gas en ciclocombinado (gn) (282)

g/MWh




17/28

17

33

1,8

5,6

C.C Carbón/Fuel

m3 /h/GWh

Circuito cerrado

43

134

C.C Carbón/Fuel

m3 /h/GWh

Circuito abierto

Consumo de agua de refrigeración


34

Eficiencia centrales existentes (% ) 36 37 39 58

kWh Térmico/kWh eléctrico 2,8 2,7 2,6 1,7

tep/GWh eléctrico 240 230 220 145

Eficiencia centrales existentes (% ) 36 37 39 58

kWh Térmico/kWh eléctrico 2,8 2,7 2,6 1,7

tep/GWh eléctrico 240 230 220 145

Eficiencia y consumo de combustible

Año 2002: 21 Mtep

Año 2010: 19,3 Mtep

ρρρρ Energ. Elect. Demandada : +25%

ρρρρ Mtep necesarios: -10%

1 Mtep = 11.630 GWh

Año 2002: 21 Mtep

Año 2010: 19,3 Mtep

ρρρρ Energ. Elect. Demandada : +25%

ρρρρ Mtep necesarios: -10%

1 Mtep = 11.630 GWh

Carbón Fuel/Gas Turbina gas C.C.Carbón Fuel/Gas Turbina gas C.C.

2002 2010

Fuel/gas Carbón C.Combinado

Mtep Mtep

2

17,5

1,5

11

0,2

8,1

2119,3



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18

35

4Centrales de CicloCombinado Grupo GasNatural

36

Criterios de diseño

Centrales de Ciclo Combinado del GrupoGas Natural

Módulos de 400 MW

Sistema mono-eje (turbina de gas, turbina de vapor yalternador ensamblados sobre un mismo eje)

Caldera de recuperación con 3 niveles de presión yrecalentamiento de vapor


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19

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Parámetros económicos - Central 800 MW


Inversión: 360 millones de €

Creación de puestos de trabajo directos: +500 durante laconstrucción

Personal durante la fase de explotación: 30-40 personas, en sumayoría personal cualificado, sin contar indirectos y personal

para revisiones

Período de construcción: 2 años

Objetivo del Grupo GN en 2007:

• Potencia instalada en CC: 4.800 MW

• Cuota de mercado de generación en España: 10%

Objetivo del Grupo GN en 2007:

• Potencia instalada en CC: 4.800 MW

• Cuota de mercado de generación en España: 10%

38


Centrales en operación en España San Roque (Cádiz) y Sant Adrià de Besòs (Barcelona)

Potencia instalada: 800 MW Electricidad generada (2003): 3.964 GWh

Grado de cobertura sobre la electricidad comercializadapor el Grupo: 122%

Centrales en operación en el exterior Puerto Rico (EEUU)

Potencia instalada: 540 MW


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20

39

San Roque (Cádiz)


40

2 grupos mono-eje de 400 MW

Rendimiento total neto: 58%

TG: Modelo GT26 de Alstom

Combustión escalonada y doble expansión Consumo: 677 MWh. Potencia: 255 MW

Caldera recuperación: Vertical sin postcombustión 3 niveles de presión Temperatura de salida de gases: 100ºC

TV: Vapor recalentado a 565ºC Potencia: 142 MW Presión condensador: 0,08 bar

Sistema de refrigeración: Circuito cerrado de agua de mar contorres de tiro forzado

San Roque (Cádiz)



21/28

21

41

Sant Adrià de Besòs (Barcelona)


42




22/28

22

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2 grupos mono-eje de 400 MW

Rendimiento total neto: 58%

TG: Modelo GT26 de Alstom Combustión escalonada y doble expansión Consumo: 677 MWh. Potencia: 255 MW

Caldera recuperación: Vertical sin postcombustión 3 niveles de presión Temperatura de salida de gases: 100ºC

TV: Vapor recalentado a 565ºC Potencia: 142 MW Presión condensador: 0,08 bar

Sistema de refrigeración: Circuito abierto de agua de mar



44


Terminal de GNL y Central de CC de Puerto Rico


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23

45


Centrales en construcción en España Arrúbal (La Rioja)

2 grupos de 400 MW

TG modelo V94.3A de Siemens

Sistema de refrigeración: Circuito cerrado con torres derefrigeración de tiro forzado

Fecha prevista de entrada en operación: Final 2004 Cartagena (Murcia)

3 grupos de 400 MW

TG modelo GT26 de Alstom

Sistema de refrigeración: Mediante agua de mar

Fecha prevista de entrada en operación: 1er Trim. 2006

46

Arrúbal (La Rioja)



24/28

24

47

Makeup water line

to the river Ebro

Arrúbal (La Rioja)


48

Arrúbal (La Rioja)



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25

49

Combustionchamber

Compressor Turbine

24 Hybrid burners

HBR: Hybrid burner ring

Fuel 685 MW 100 %

Turbina de gas Siemens V94.3A


Turbina de gas Siemens tipo 3A



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26

51


Centrales en proyecto

Plana del Vent (Tarragona)

2 grupos de 400 MW

Sistema de refrigeración: Circuito cerrado con agua demar con torres de refrigeración híbridas

Fecha prevista de inicio construcción: Final 2004

Málaga

1 grupo de 400 MW

Sistema de refrigeración: Circuito cerrado con aguaprocedente de una EDAR y torre de refrigeración de tiro

forzado Barcelona

2 grupos de 400 MW

Sistema de refrigeración: Circuito cerrado con agua demar procedente de los evaporadores de GNL de ENAGAS

Sorocaba (Brasil)

Potencia prevista 500 MW

52

Valores medidos de emisiones atmosféricas en Centralesde Ciclo combinado del Grupo Gas Natural

on c o nes:

oncen raciones expresa as al e en los gases e com us i n, ase seca y en con iciones normales

Concentraciones de contaminantes a plena carga

-6.900Horas/año operación/Grupo

8,00DespreciableConcentración partículas – TSP (mg/Nm3)

0,47DespreciableConcentración SO2 (mg/Nm3)

12,500,5Concentración CO (mg/Nm3)

51,3430Concentración NOx (mg/Nm3)

VALORES DE REFERENCIAVALORES MEDIOS ANUALES



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27

53

5Conclusiones

54

Conclusiones

El incremento previsto de la demanda deenergía eléctrica hace necesaria la

construcción de nuevas plantas degeneración

El incremento previsto de la demanda deenergía eléctrica hace necesaria la

construcción de nuevas plantas degeneración

Las energías renovables, en los próximosaños, aumentarán su participación en la

estructura de la generación eléctrica pero

manteniéndose a un nivel moderado

Las energías renovables, en los próximosaños, aumentarán su participación en la

estructura de la generación eléctrica pero

manteniéndose a un nivel moderado


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Conclusiones

El Grupo Gas Natural ha apostadodecididamente por esta tecnología, con

dos grupos en operación en España y

otros en proyecto

El Grupo Gas Natural ha apostadodecididamente por esta tecnología, con

dos grupos en operación en España y

otros en proyecto

Las Centrales de Ciclo Combinado con gas natural son la mejor alternativa tecnológica

en estos momentos para la generación

eléctrica, por su alta eficiencia energética

y su bajo nivel de emisiones

Las Centrales de Ciclo Combinado con gas natural son la mejor alternativa tecnológica

en estos momentos para la generación

eléctrica, por su alta eficiencia energética

y su bajo nivel de emisiones

56

Muchas gracias

Joan Pujol Nogué [email protected]

Las Centrales de Ciclo Combinado de Gas Natural

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