Proyecto Fin de Grado Grado en Ingeniería...

Equation Chapter 1 Section 1

Proyecto Fin de Grado

Grado en Ingeniería Química

Análisis de Viabilidad de una Planta de Potencia

Basada en un Ciclo Combinado

Autor: Luis Miguel Carretero García

Tutor: Jose Antonio Vélez Godiño

Dep. de Ingeniería de la Construcción y

Proyectos de Ingeniería

Escuela Técnica Superior de Ingeniería

Universidad de Sevilla

U


Sevilla, 2017

iii

Proyecto Fin de Grado

Grado en Ingeniería Química

Análisis de Viabilidad de una Planta de Potencia

Basada en un Ciclo Combinado

Autor:

Luis Miguel Carretero García

Tutor:

Jose Antonio Vélez Godiño

Profesor sustituto interino

Dep. de Ingeniería de la Construcción y Proyectos de Ingeniería

Escuela Técnica Superior de Ingeniería


Sevilla, 2017

v

Proyecto Fin de Grado: Análisis de Viabilidad de una Planta de Potencia Basada en un Ciclo Combinado

Autor: Luis Miguel Carretero García

Tutor: Jose Antonio Vélez Godiño

El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros:

Presidente:

Vocales:

Secretario:

Acuerdan otorgarle la calificación de:

Sevilla, 2017

El Secretario del Tribunal

vii

A mi familia

A mis amigos

ix

Agradecimientos

Gracias a mi familia, cuyo apoyo, y paciencia han sido fundamentales para sacar siempre lo mejor de

mi. En especial a mi hermano, ejemplo a seguir y viva imagen de cómo quiero ser en un futuro.

También me gustaría agradecer a Xaquelina O. su amistad incondicional y esos ratos de biblioteca y

desesperación, sin los cuales no habría sido capaz de terminar este camino. A César P. compañero de

descansos y fines de semana, del que he aprendido a ser mejor persona y a afrontar las dificultades con una

sonrisa.

A Francisco José R., Sergio C., Antonio Jesús C., Germán M., por hacer que valga la pena cualquier

adversidad y por haberme hecho valorar a los amigos como familia propia. A Elena R., por aguantarme en los

peores momentos del verano.

A todas las personas que han pasado por mi vida, y que siguen en ella, y a los que decidieron irse.

Todos ellos han hecho posible cada paso que he dado en este proyecto.

Luis Miguel Carretero García

Sevilla, 2017

xi

Resumen

En el presente proyecto se estudia la situación energética actual, como base y sustento para promover

el desarrollo y la inversión de las plantas de generación eléctricas basadas en un Ciclo Combinado. Ésta

tecnología se postula como el pilar más viable para realizar la transición desde un sistema energético basado en

el uso de combustibles fósiles, y dañino para el medioambiente y las futuras generaciones, a un sistema basado

en energías renovables, que sea capaz de abastecer la demanda energética creciente y sea sostenible y

respetuoso con el entorno.

Así pues, a partir de una turbina de gas con una potencia definida, se diseñan calderas de recuperación

de calor (o Heat Recovery Steam Generator) que alimente a una turbina de vapor de varios cuerpos,

complementarios a las presiones de la caldera.

En primer lugar, se detallan los componentes que forman una planta de Ciclo Combinado, los ciclos

termodinámicos que se utilizan (Brayton y Rankine), cómo se mejoran los rendimientos de ambos ciclos y

cómo se pueden complementar, qué equipos llevan a cabo dichos ciclos y las características principales de

cada uno, las sinérgias consecuentes de esta unión y algunos sistemas auxiliares que ayudan a mantener el

proceso de la central.

Seguidamente, se diseñan varios HRSG con sus respectivas turbinas de vapor, a saber: caldera de

recuperación con un nivel de presión, con dos niveles en cascada y tres niveles con recalentamiento y

postcombustión. Este cálculo se realiza a través de un software de diseño llamado Engineering Equation

Solver o EES. Se ha decidido usar este programa para comprender y evaluar mejor los procesos que tienen

lugar en cada punto de la central, para conocer las fórmulas que modelan su comportamiento y desarrollar un

criterio sobre los resultados obtenidos más firme que el que se tendría de un programa que use los equipos

como cajas negras, sin saber qué ocurre exactamente en su interior.

Tras tener el diseño preliminar, y eligiendo la caldera de tres presiones con recalentamiento y

postcombustión, se ha procedido al cálculo de la viabilidad económica de la planta de Ciclo Combinado,

actualizando los precios de los equipos, tanto principales como auxiliares, al año 2017, año actual, y

calculando el Levelized Electricity Cost o Coste Anualizado de Energía (LCOE). Comparando este valor con

el resto de tecnologías, se aprecia que es la opción más económica y mejor preparada para su hibridación con

energías renovables en un futuro, siendo una posible solución al problema planteado de la creciente demanda

energética de la población.

Además, se calcula el Valor Actualizado Neto de la planta (o VAN), teniendo el cuenta que un posible

promotor financie el proyecto con un 80% de deuda, obteniendo como resultado un proyecto económicamente

viable y seguro.

xiii

Abstract

This project aims at studying the current state of energy as the foundation to promote the

development and investment in electricity generation plants based on Combined Cycle Gas Turbines

(CCGT). This technology is presented as the most viable option to make the transition from an energy

system based on the use of fossil fuels (damaging for the environment and future generations) to a system

based on renewable energies, capable of satisfying the increasing demand in energy, and that is both

sustainable and environmental-friendly. Based on a gas turbine of a certain power, several heat recovery steam generators (HRSG) are

designed to power a vapor turbine of various modules, which compliment the pressure levels of the

boiler. Firstly, the components that form a CCGT plant are detailed, as well as the thermodynamic cycles

in use (Brayton and Rankine), how to improve the performance of both cycles and how they compliment

each other, which equipments operate each cycle and their main characteristics, the synergies of such an

union and certain auxiliary systems that help supporting the operation of the plant. Then, the designs of various HRSGs with their respective vapor turbines are introduced: a

recovery boiler with one level of pressure, two levels in cascade and three levels with overheating and

afterburning. All calculations were made using a design software program called Engineering Equation

Solver (EES). The purpose of the software is to better understand and evaluate the processes that take

place at each point inside the plant, to understand the formulas that govern the plant’s behaviour and to

develop more confidence in the final results. Compared to software programs in which each equipment is

treated as a black box, EES allows studying what happens inside the plant in more detail. After the preliminary design, focusing on the boiler of three levels with overheating and

afterburning, an analysis of the economic viability of the CCGT plant is presented. The cost of the main

equipments as well as the auxiliary ones are up to date as of 2017, and the Levelized Electricity Cost

(LEC) method is used for the plant. In comparison with the other options, this is the most viable option

and the better prepared for hybridisation with renewable energies. It is therefore a possible solution to the

increasing demand of energy in our society. Furthermore, the Net Present Value (NPV) of the plant is calculated, assuming an investment of

80% of the total cost, resulting in a project that is both economically viable and safe.

xv

Índice

Agradecimientos ix

Resumen xi

Abstract xiii

Índice xv

Índice de Tablas xvii

Índice de Figuras xix

Notación xxi

1 Introducción 1 1.1 Contexto. Situación energética actual 1 1.2 Motivación y Objetivos 3 1.3 Alcance 4 1.4 Metodología 5

2 Estado del arte 7 2.1. Tecnología Ciclo Combinado 7

2.1.1 Ciclos termodinámicos y mejora del rendimiento 8 2.1.2 Turbina de Gas 10 2.1.3 Turbina de Vapor 12 2.1.4 HRSG 15

2.2. Sistemas Auxiliares 21 2.2.1 Planta de Tratamiento de Aguas y Efluentes 21 2.2.2 ERM 22 2.2.3 Protección contra Incendios 22 2.2.4 Subestación Eléctrica 23

3 Evaluación Técnica 24 3.1 Cálculo Temperaturas 25

3.1.1 Diagrama Q-T de una presión 26 3.1.2 Diagrama Q-T de dos presiones 27 3.1.3 Diagrama Q-T de tres presiones 28

3.2 Cálculo Área HRSG 32 3.2.1 Cálculo DTLM 32 3.2.2 Cálculo Factor F 33 3.2.3 Cálculo Coeficiente Global de Tranferencia 34

3.3 Turbina de Vapor 43 3.4 Air Cooled Condenser 44 3.5 Bombas Alimentación y Condensado 45

4 Evaluación Financiera 46 4.1 Costes 46 4.2 Levelized Electricity Cost 49 4.3 Valor Actualizado Neto 50

5 Conclusiones y Desarrollo Futuros 53 5.1 Hibridación ISCC 53

6 Anexos 55 6.1 Anexo I: Código HRSG 1 Presión 55 6.2 Anexo II: Código HRSG 2 Presiones 58 6.3 Anexo III: Código HRSG 3 Presiones 63 6.4 Anexo IV: Costes 74 6.5 Anexo V: Cálculo U 80 6.6 Anexo VI: Diagrama del proceso del HRSG de tres presiones. 88

7 Bibliografía 89

xvii

Índice de Tablas

Tabla 1: Emisiones de CO2 en centrales térmicas de diferentes tecnologías [13] 7

Tabla 2: Coste de capital para plantas nuevas en tecnologías de generación eléctricas [23]. 8

Tabla 3: Temperaturas medias y rendimientos de los ciclos [6]. 9

Tabla 4: Máxima temperatura en distintos aceros [7]. 17

Tabla 5: Composición típica del GN 24

Tabla 6: Composición típica de los gases de combustión. 24

Tabla 7: Resultados de la simulación del HRSG de una presión. 26

Tabla 8: Resultados de la simulación del HRSG de dos presiones. 27

Tabla 9: Resultados de la simulación del HRSG de tres presiones. 29

Tabla 10: Factor de Fricción para tuberías comerciales nuevas de aceroy en la zona de total turbulencia [7].

37

Tabla 11:Tensión superficial en interfase líquido-vapor [19]. 39

Tabla 12: Factores de correción de las correlaciones de ESCOA [7]. 41

Tabla 13: Datos y resultados del cálculo de U. 42

Tabla 14: Resultados del cálculo del área del HRSG de tres presiones. 42

Tabla 15: Resultados de la simulación de la turbina de vapor. 44

Tabla 16: Resultados de la simulación de las bombas de alimentación. 45

Tabla 17: Coeficientes de escalado [9]. 46

Tabla 18: CEPCI [10]. 47

Tabla 19: Costes de las partidas principales de la planta. 48

Tabla 20: Costes de la planta. 49

Tabla 21: Análisis de la deuda. 51

Tabla 22: Flujos de caja y VAN. 51

Tabla 23: Diagrama de proceso 88

xix

Índice de Figuras

Figura 1: Evolución del consumo energético mundial en cuatrillones de Btu [12] 1

Figura 2: Consumo energético mundial [2] 2

Figura 3: Esquema T-s del Ciclo Combinado [6]. 10

Figura 4: Ciclo Brayton. 11

Figura 5: Principales entradas y salidas de la turbina de gas [14] 12

Figura 6: a) Desviación del ciclo real de potencia de vapor respecto del ciclo Rankine ideal. b) Efecto de las

irreversibilidades de la bomba y la turbina en el ciclo Rankine ideal [15]. 13

Figura 7: Principales entradas y salidas de la turbina de vapor [14]. 14

Figura 8: Ciclo Rankine con Recalentamiento [16]. 15

Figura 9: Vista superior de un HRSG [5]. 15

Figura 10: Diagrama Q-T genérico de un HRSG [6]. 16

Figura 11: Esquema de un HRSG con un solo nivel de presión [3]. 18

Figura 12: Esquema de un HRSG con tres niveles de presión sin recalentador [3]. 18

Figura 13: Esquema de un Ciclo Combinado con HRSG de tres presiones y recalentador [3]. 19

Figura 14: Diagrama Q-T ciclo supercrítico [6]. 20

Figura 15: Principales entradas y salidas del HRSG [14]. 20

Figura 16: Balsas de evaporación. 21

Figura 17: Diagrama Q-T del HRSG de una presión. 26

Figura 18: Diagrama Q-T del HRSG de dos presiones. 27

Figura 19: Diagrama Q-T del HRSG de tres presiones. 31

Figura 20: Distribución de Tª a lo largo de un intercambiador [17]. 33

Figura 21: Cálculo del rendimiento de la aleta [18]. 36

Figura 22: Modelos de flujo en el proceso de ebullición [7]. 38

Figura 23:Correlación de John C. Chen y parámetros de uso [19]. 39

Figura 24: Diagrama de Mollier [20]. 44

Figura 25: Diagrama de Mollier [20]. 45

Figura 26: LCOE de tecnologías renovables y plantas de potencia convencionales [21]. 50

xxi

Notación

OCDE Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico

TRE Tasa de Retorno Energético

SOx Óxidos de Azufre

NOx Óxidos de Nitrógeno

ISCC Integrated Solar Combined Cycle

GICC Gasificación Integrada con Ciclo Combinado

HRSG Heat Recovery Steam Generator

Ec Ecuación

AP Approach Point

PP Pinch Point

∆P Diferencia Terminal de Temperaturas

LEC ó LCOE Levelized Electricity Cost

GN Gas Natural

PCI Poder Calorífico Inferior

Nitrógeno

Dióxido de Carbono

Metano

Etano

Propano

Butano

Pentano

Hexano

Oxígeno

Agua

1

1 INTRODUCCIÓN

En este capítulo se introducirá el contexto actual de la situación energética global, analizando el

interés de este proyecto y su motivación para constituir una solución satisfactoria para la producción de energía

eléctrica. Así mismo, se definirá el alcance y la metodología seguida en su desarrollo, haciendo especial

énfasis en la viabilidad económica, los beneficios que aporta a la industria energética renovable y en posibles

desarrollos que permitan mejorar las condiciones hibridación solar y aumentar su rendimiento.

1.1 Contexto. Situación energética actual

La explotación de los recursos energéticos constituye uno de los pilares esenciales de desarrollo de los

países, así como un factor determinante para definir la competitividad y el nivel de vida de una nación.

En el año 2002, un tercio de la humanidad no tenía acceso a formas avanzadas de energía, como la

electricidad, combustibles líquidos o gaseosos o energías renovables y los 30 países más desarrollados (el 15%

de la población mundial) consumían el 60% de estas formas avanzadas de energía [1]. Sin embargo, se prevée

que este panorama de desequilibrio de la demanda mundial tienda a homogeneizarse. Según los resultados

sobre la industria energética mundial, el consumo de energía en el mundo se incrementará en un 57% entre

2004 y 2030 [2]. De este modo, la demanda energética en el mercado experimentará un crecimiento del 2'5%

al año en los países ajenos a la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE),

mientras que en los países miembros será tan solo del 0'6%. Así, durante este periodo, la OCDE incrementará

su demanda en un 24% y el resto de países lo hará en un 95%. En cifras, el uso total de energía en el mundo

crecerá, tal y como se observa en la Figura 1:

Figura 1: Evolución del consumo energético mundial en cuatrillones de Btu [12]

Introducción

2

Queda claro que las economías emergentes serán, con mucho, las responsables del crecimiento

proyectado en el consumo de energía dentro del mercado en las dos próximas décadas. Lamentablemente, el

sistema energético actual no es suficientemente robusto como para afrontar este crecimiento masivo.

Por otra parte, no sólo se trata de satisfacer la demanda, sino de hacerlo de forma respetuosa con el

medioambiente. La misma explotación de los recursos energéticos, tal y como se lleva a cabo actualmente, es

perjudicial para la salud de la generación actual e inviable para las generaciones futuras. La explotación

sostenible es uno de los grandes retos de la humanidad y se debe afrontar cuanto antes para evitar las graves

consecuencias que el modelo actual ya está haciendo visibles en el calentamiento global. La desertización, la

falta de acceso a agua potable, el deshielo o el agotamiento de materias primas son algunas de las muchas

consecuencias que el cambio climático está desencadenando.

Tal y como se observa en la Figura 2, se calcula un pico en la producción de petróleo antes de 2035 y

un pronunciado pico del carbón que aparece ya en 2014, mucho antes de lo reconocido por cualquier

institución pública o privada, y su pronunciado descenso. Tal disminución puede deberse a las políticas

adquiridas para evitar el cambio climático y a que el poder calorífico que contiene y a la profundidad que se

encuentra deja muy poco margen para la rentabilidad económica de su extracción. Esto pone de manifiesto que

la disponibilidad de combustibles fósiles, como alternativa para el abastecimiento de la creciente demanda

energética, no depende de sus reservas sino más bien de su Tasa de Retorno Energético (TRE) y una vez que

ésta es inferior a un determinado valor, deja de ser económicamente explotable y se abandona su extracción,

independientemente de sus reservas.

La Figura 2 muestra un cierto optimismo en la producción de gas natural, pero es inequívoco que ésta

termine siguiendo el mismo declive que el petróleo. Son las energías renovables las que experimentarán un

fuerte desarrollo hasta el punto de alcanzar valores comparables al de cualquier energía fósil.

Sin embargo, no está claro cuáles son las fuentes de energía que pueden desarrollarse en busca de una

solución viable de este desequilibrio. Actualmente, las energías renovables suplen el 20% del consumo

energético primario a nivel mundial y un 10% de la energía eléctrica en el mercado. A pesar de que se postulan

como las únicas fuentes sostenibles, la barrera tecnológica que afrontan, como la dependencia de las

condiciones geográficas y atmosféricas, su limitada capacidad o sus bajos rendimientos, hace que no sean una

solución singular.

Figura 2: Consumo energético mundial [2]

3

3 Análisis de Viabilidad de una Planta de Potencia Basada en un Ciclo Combinado

1.2 Motivación y Objetivos

Durante muchos años se ha estado barajando la idea de utilizar la energía residual, para la generación

de vapor en la industria. El progresivo aumento de los precios de los combustibles fósiles, debido a su

agotamiento prematuro, la necesidad de aprovechar el calor de los distintos procesos industriales y las cada vez

más rigurosas restricciones medioambientales han originado el problema de usar el calor residual hasta su

máximo potencial.

En la industria energética, el calor residual de un sistema energético sirve como foco caliente para un

ciclo de turbina de vapor. Por ejemplo y como trata este proyecto, el calor residual de una turbina de gas como

fuente de calor para un ciclo Rankine. Tales combinaciones pueden elevar la eficiencia global del ciclo de

producción de electricidad hasta más del 50%.

Hay una serie de industrias, como la siderúrgica, la de refino de aceites, pulpa y papel o procesado de

alimentos que han utilizado una gran cantidad de sistemas de generación de vapor para aprovechar sus calores

residuales. Éstos sistemas permiten: reducir el consumo de combustible tradicional, abaratando costes;

recuperar el calor residual por seguridad y economía; y eliminar subproductos de procesos industriales, para

cumplir la legislación.

Los desarrollos más recientes de recuperación de energía residual incluyen un sistema para reducir los

elementos orgánicos peligrosos presentes en los residuos que tienen suficiente contenido calórico para

mantener una combustión, y así no ser liberados en forma de SOx o NOx.

Por otro lado, hay una gran variedad de sistemas que utilizan otras fuentes de energía menos

convencionales, que están en fase de desarrollo y de demostración. Las fuentes de energía solar y de energía

geotérmica están emergiendo actualmente para la producción de vapor. [3]

El presente proyecto trata de indagar sobre las ventajas de la tecnología de ciclo combinado, como

pilar de una futura transición del empleo de combustibles fósiles al uso íntegro de fuentes renovables para

abastecer la creciente demanda de energía mundial. Así mismo, busca analizar la viabilidad de una planta de

potencia basada en un ciclo combinado, con vistas a futuros proyectos como el de la integración de un campo

solar, teniendo en cuenta todas las ventajas y beneficios que tienen ambas tecnologías en un intento de aunar

ideas para futuros proyectos y como posible primer paso hacia un sistema de producción energético que

abastezca la demanda mundial, respetando el medioambiente y dejando un futuro menos gris a las

generaciones venideras.

Introducción

4

1.3 Alcance

En el presente proyecto se intentará abordar el diseño básico de una planta basada en un Ciclo

Combinado y su viabilidad económica desde un punto de vista académico. Para ello, se usará un programa

llamado Engineering Equation Solver o EES con la finalidad de estudiar, comprender y modelar cada equipo,

así como desarrollar el criterio necesario para elegir qué metodo y ecuaciones utilizar en cada caso y saber si la

solución aportada es correcta o no.

A su vez, la viabilidad económica se basará en el cálculo del Levelized Electricity Cost o Costes

Nivelados de la Energía. El LCE es un parámetro que se utiliza para comparar costes unitarios a lo largo de la

vida económica de diferentes tecnologías, es decir, que simbolizan los costes que un inversor debe hacer frente

en condiciones de estabilidad de precios de la electricidad, y asumiendo una certeza en los costes de

producción dados. Calculando dicho parámetro, se comprobará si, a nivel de mercado, el diseño es válido y

competente.

Además, se procederá al cálculo del VAN, explicando los datos necesarios para su obtención y

teniendo un resultado fiable para un promotor que financie el proyecto con un 80% de deuda externa. Con ello,

se completará la viabilidad económica del proyecto.

Con todo esto, se pretende tener una visión general de la realización de un proyecto de diseño, con una

búsqueda exhaustiva de información previa, la realización de un modelo que represente fielmente el

comportamiento de la planta y un estudio económico que de credibilidad y sustento al proyecto realizado.

5


1.4 Metodología

En el presente proyecto se estudiará la situación energética actual, como base y argumento para

promover el desarrollo y la inversión en las plantas de generación eléctricas basadas en un Ciclo Combinado.

Ésta tecnología se postula como una vía adsequible para la transición desde un sistema energético basado en el

uso de combustibles fósiles, a otro basado en energías renovables, que tenga capacidad suficiente para

abastecer la creciente demanda energética del planeta.

A partir de una turbina de gas con una potencia y caudal de gas definido, se diseñan calderas de

recuperación de calor (HRSG) que alimente a una turbina de vapor de varios cuerpos, complementarios a las

presiones de la caldera.

En primer lugar, se describirán y explicarán los diferentes componentes que forman una planta de

Ciclo Combinado, los ciclos termodinámicos que se utilizan, cómo mejorar los rendimientos de ambos, cómo

se complementan, qué equipos llevan a cabo dichos ciclos y las características de cada uno, las sinérgias

aportadas por esta unión y algunos sistemas auxiliares que ayudan a mantener el proceso estable de la central.

Seguidamente, se diseñan varios HRSG con sus respectivas turbinas de vapor, aerocondensadores y

bombas de condensado y alimentación. Este cálculo se realiza a través de un software de diseño llamado

Engineering Equation Solver o EES. Se utiliza este programa para comprender y evaluar mejor los procesos

que tienen lugar en cada punto de la central, para conocer las fórmulas que modelan su comportamiento y

desarrollar un criterio sobre los resultados obtenidos más firme que el que se tendría al usar un programa que

modele los equipos como cajas negras, sin saber qué ocurre exactamente en su interior.

Tras tener el diseño preliminar de la planta, y eligiendo la caldera de tres presiones con

recalentamiento y postcombustión, se procede al cálculo de la viabilidad económica de la planta de Ciclo

Combinado, actualizando los precios de los equipos al año 2017 y calculando el Levelized Electricity Cost o

Coste Nivelado de la Energía (LCOE). Al comparar este valor con el del resto de tecnologías, se llegará a la

conclusión de que es la opción más económica y mejor preparada para llevar a cabo una hibridación con

energías renovables en el futuro.

Además, se calculará el Valor Actualizado Neto (o VAN), teniendo en cuenta que el futuro promotor

financie el proyecto con un 80% de deuda ajena, obteniendo como resultado un diseño económicamente viable

y seguro.

7

2 ESTADO DEL ARTE

En este apartado se pondrá un énfasis especial en los ciclos combinados. Se estudiarán la tecnología

de ciclo combinado, los ciclos termodinámicos y cómo mejorar sus rendimientos y los componentes

principales que la forman. Así mismo, se detallarán los diferentes sistemas auxiliares necesarios en la planta.

2.1. Tecnología Ciclo Combinado

Una central de ciclo combinado es aquella en la que la energía térmica del combustible es

transformada en electricidad mediante el acoplamiento de dos ciclos termodinámicos individuales, uno que

opera a alta temperatura y otro con menores temperaturas de trabajo.

Como se muestra en la Tabla 1, las centrales de ciclo combinado no son las únicas en la generación de

energía eléctrica a partir del poder calorífico de un combustible. Existen otras alternativas que se usan desde

mucho antes de la aparición de esta tecnología, como son las calderas de carbón pulverizado o las de lecho

fluido y otras que combinan un proceso ya conocido, como la gasificación, con un ciclo combinado (GICC).

Sin embargo, los ciclos combinados logran un mayor rendimiento y una menor emisión de gases

perjudiciales al medio ambiente, además de un precio más competitivo en el mercado como se indica en la

Tabla 2, lo que hace que dicha tecnología sea la elegida para su desarrollo e hibridación con fuentes de

energía renovables y sea el pilar más estable sobre la que construir un sistema energético limpio.

Tabla 1: Emisiones de CO2 en centrales térmicas de diferentes tecnologías [13]

Estado del arte

8

8

2.1.1 Ciclos termodinámicos y mejora del rendimiento

Como ya se ha comentado, la unión de dos ciclos termodinámicos individuales (uno que opera a alta

temperatura y otro a bajas), permite llegar a rendimientos de producción eléctrica más altos que si tuviéramos

cada ciclo trabajando por separado. El calor residual del proceso de generación de trabajo neto en el ciclo de

alta temperatura se aprovecha en su mayor parte en un intercambiador de calor para producir trabajo en un

ciclo termodinámico de baja temperatura.

En la práctica, el término ciclo combinado se reserva de forma casi universal a la conjunción en una

única central de dos ciclos termodinámicos, Brayton y Rankine, que trabajan con fluidos diferentes: gas de

combustión y agua-vapor. El ciclo que trabaja con aire-gases de combustión (Brayton) opera a mayor

temperatura que el ciclo cuyo fluido es agua-vapor (Rankine) y ambos están acoplados por el intercambiador

de calor gases/agua-vapor, que es la caldera de recuperación de calor (HRSG). La unión termodinámica de

estos ciclos conduce a la obtención de un rendimiento global superior a los rendimientos de los ciclos

termodinámicos individuales que lo componen [4]. Usualmente, en la actualidad, un ciclo combinado se

refiere a un sistema compuesto por una turbina de gas (ciclo Brayton), una caldera de recuperación de calor

(HRSG) y una turbina de vapor (ciclo Rankine).

Tabla 2: Coste de capital para plantas nuevas en tecnologías de generación eléctricas [23].

9


Es sabido que si una máquina térmica trabaja entre dos focos térmicos, el rendimiento de la misma es

mayor cuanto mayor es la diferencia entre las temperaturas del foco caliente y el foco frío, siendo éste máximo

cuando la máquina térmica es una máquina de Carnot 1.

El rendimiento térmico de una máquina que siga el ciclo de Carnot directo es:

Ec 1.

siendo:

rendimiento de Carnot

temperatura foco frío, [K]

temperatura foco caliente, [K]

Aplicando esta ecuación a los ciclos típicos de Brayton y Rankine (explicados en los apartados 2.1.2 y

2.1.3) se obtienen los siguientes resultados, recogidos en la Tabla 2:

Los rendimientos reales de dichos ciclos serán del orden del 80% de los reflejados en la Tabla 2, pues

son ciclos no reversibles.

De la Tabla 2 se obtiene que sería coherente usar el ciclo de gas como ciclo de cabecera y el de vapor

como un ciclo de cola, pues la temperatura media de cesión de calor del primero, es la temperatura media de

adición de calor del segundo. Así pues, obtenemos un ciclo combinado, cuyas temperaturas de trabajo de los

focos, tanto el caliente como el frío, están más alejadas y, por ende, el rendimiento es mayor (63-68%).

1 El ciclo de Carnot es aquel en el que todos los procesos que experimenta el fluido de trabajo son reversibles, la adición de calor al mismo se hace a la máxima temperatura y la cesión de calor se hace a la mínima temperatura, ambas constantes.

Tabla 3: Temperaturas medias y rendimientos de los ciclos [6].

Estado del arte

10

10

En la Figura 3 se representa el diagrama Temperatur-Entropía de un ciclo combinado genérico; el

ciclo de Brayton, en rojo; y el ciclo de Rankine, en azul. Así mismo, se observa cómo el calor cedido de uno,

es el calor aportado en el otro, confirmando la complementariedad de ambos ciclos y permitiendo físicamente

su acoplamiento real.

2.1.2 Turbina de Gas

El ciclo Brayton consta de cuatro procesos: compresión y expansión cercanas a las isentrópicas

(procesos 1-2 y 3-4 en la Figura 4) y cesión y aporte de calor a presión constante (procesos 1-4 y 2-3 en la

Figura 4). Este ciclo tiene lugar normalmente en el interior de una turbina de gas, donde el aire aumenta su

presión en el compresor, pasando después por la cámara de combustión, donde recibe el aporte de calor

proveniente de la combustión de gas natural, para luego expandirse en la turbina. Los gases de escape de la

turbina tienen todavía una temperatura muy elevada, en torno a los 600-700 ºC (650 ºC en este proyecto), de

tal forma que esa energía es extraída por el ciclo de vapor en la caldera de recuperación antes de que sean

expulsados por la chimenea. Esta caldera, explicada en el apartado 2.1.4, es un elemento clave para el

rendimiento del ciclo, el cual es optimizado continuamente mediante complejos diseños que incorporan varios

niveles de presión de vapor. [5]

En la Figura 4, se representa el diagrama T-s del ciclo Brayton. En negro, el ciclo ideal, y en azul, el

ciclo real, que sufre variaciones debido a pérdidas exergéticas y de rendimiento.

Figura 3: Esquema T-s del Ciclo Combinado [6].

11


La optimización de la turbina de gas, puede conseguirse actuando sobre alguno de los siguientes

factores:

Aumentando la temperatura media de combustión.

Disminuyendo la temperatura del aire de admisión.

Reduciendo la temperatura de los gases de escape.

Aumentando la relación de compresión del compresor.

Mejorando los componentes intrínsecos de la turbina de gas.

Generalmente, las mejoras se centran en reducir la temperatura del aire de admisión al compresor

mediante refrigeración por evaporación, como el uso de enfriadores evaporativos o sistemas de nebulización

(fogging).

Los puntos débiles de las turbinas de gas, que deberán solucionarse con el desarrollo de la tecnología,

son:

Rendimiento global.

Rendimiento a cargas parciales.

Costes de mantenimiento.

Reducción de las emisiones contaminantes.

Futuras tecnologías, sobretodo las relativas a la turbina de gas, prometen abaratar costes y reducir el

impacto medioambiental del ciclo. Un ejemplo de ello son las turbinas de oxicombustión que permiten separar

el para su reutilización o confinamiento o las llamadas "Chat Plants", con turbinas de dos ejes, permiten

reducir las emisiones de óxidos de nitrógeno (NOx) y mejorar el comportamiento a cargas parciales.

Figura 4: Ciclo Brayton.

Estado del arte

12

12

Además, la turbina de gas necesita sistemas auxiliares para el arranque y el funcionamiento normal de

la misma. Éstos son:

Sistema de gas de encendido.

Sistema de lubricación de los cojinetes de apoyo del eje de la turbina.

Sistemas de aire comprimido y aceite.

Agua de refrigeración.

Aire y nitrógeno.

2.1.3 Turbina de Vapor

El ciclo de Rankine consta de cuatro procesos diferenciados. El fluido, en fase vapor, se expande en la

turbina de la forma más isentrópica posible (proceso 3-4 en la Figura 6). A la salida de la turbina se tiene un

vapor húmedo con un título elevado que es condensado completamente cediendo el calor residual al ambiente

a presión constante en el condensador (proceso 4-1 en la Figura 6). Seguidamente, el líquido es comprimido

por las bombas elevando su presión (proceso 1-2) para pasar a la caldera de recuperación, donde se aporta

calor a presión constante hasta volver a la entrada de la turbina (proceso 2-3). Realmente, durante este proceso

de cesión de calor, el fluido no sólo cambia de fase, sino que también es sobrecalentado hasta temperaturas

considerablemente superiores a la de saturación. Con esto se busca disminuir la humedad en las últimas etapas

de la expansión de la turbina, la cual podría tener efectos negativos en los álabes de ésta [5].

Figura 5: Principales entradas y salidas de la turbina de gas [14]

13


La turbina de vapor de una planta de ciclo combinado se puede dividir en varias partes fundamentales,

como son: el rotor, o parte móvil; el estator, o parte fija; cuerpos de turbina de baja, media y alta presión;

válvulas reguladoras de entrada de vapor a turbina; y sistemas auxiliares.

Los factores más importantes en las pérdidas en una turbina de vapor son:

Pérdida de presión en la tobera.

Pérdida de presión en los álaves móviles.

Pérdida de presión en los enderezadores.

Pérdidas por fricción al girar el disco del rotor en el espacio que queda en la carcasa.

Pérdidas mecánicas en el rotor.

Todo esto hace que el ciclo Rankine no sea ideal, y sufra las variaciones observadas en la Figura 6.

Además, en el diseño de estas turbinas deben tenerse en consideración aspectos como la operación cíclica, las

extracciones de vapor; los escapes de la turbina de vapor y las diferentes configuraciones disponibles (número

de cuerpos, colocación de la turbina de vapor en el tren de potencia, válvulas de admisión de vapor o el

montaje).

Figura 6: a) Desviación del ciclo real de potencia de vapor respecto del ciclo Rankine ideal. b) Efecto de

las irreversibilidades de la bomba y la turbina en el ciclo Rankine ideal [15].

Estado del arte

14

14

Para evitar la disminución del rendimiento del ciclo Rankine debido a las pérdidas, no solo de la

turbina, sino también de las existentes en la caldera de recuperación de calor (desarrollada en el siguiente

apartado), existen diversos procedimientos que permiten aumentar su potencial. Uno de los más importantes es

el recalentamiento.La tendencia a subir la presión de evaporación para elevar la temperatura media del ciclo

conlleva a su vez mayores niveles de humedad en las últimas etapas de la turbina, lo que provoca un deterioro

de los álabes y la obligación de su mantenimiento y cambio por piezas nuevas. La extracción del vapor de la

turbina a una presión intermedia, para elevar su temperatura en la caldera (proceso de recalentamiento), ayuda

a aumentar la calidad del vapor a la salida de la turbina. Además, se consiguen mayores temperaturas medias

del foco caliente, aumentando así su rendimiento, como se observa en la Figura 8. Sin embargo, éstas mejoras

termodinámicas deberán justificar la inversión necesaria para su introducción.

Otra modificación habitual es la regeneración, un proceso que consiste en extraer vapor de la turbina

para precalentar el agua de alimentación. Se suele emplear un desgasificador para eliminar el oxígeno y los

gases disueltos en el agua de alimentación, en los ciclos combinados. Sin embargo, la extracción de vapor es

insignificante comparada con el flujo de vapor principal.

Para mejorar la transmisión de calor en la caldera, se pueden introducir ciclos supercríticos (para el

caso del agua, una presión de vapor superior a 221 bares), aunque conllevan notables modificaciones de los

componentes y un aumento en el número de recalentamientos.

Por último, la postcombustión consiste en una combustión adicional en el HRSG, normalmente

usando el mismo combustible que la turbina de gas. Aunque no ayuda a aumentar el rendimiento del ciclo,

puede ser rentable al aumentar la potencia en periódos en los que el precio de la energía generada sea elevado

[5].

Figura 7: Principales entradas y salidas de la turbina de vapor [14].

15


2.1.4 HRSG

La Figura 9 muestra la vista superior de una estructura genérica de la caldera de recuperación de calor

o Heat Recovery Steam Generator (HRSG) de un ciclo combinado. En ella se distinguen la chimenea de gases,

los calderines de baja, media y alta presión y las válvulas superiores de extracción con sus respectivos

silenciadores. El interior de dicha caldera se compone de bancos de tubos aleteados por los que circula el agua-

vapor de forma natural.

Figura 8: Ciclo Rankine con Recalentamiento [16].

Figura 9: Vista superior de un HRSG [5].

Estado del arte

16

16

En este equipo se aprovecha el calor procedente de los gases de combustión de la turbina de gas para

producir vapor. De esta forma, se unen los dos ciclos termodinámicos explicados anteriormente. Esta cesión de

calor, se suele estudiar mediante el diagrama Q-T de la caldera, como se muestra en la Figura 10:

En la Figura 10 se observa la línea recta contínua (en color rojo) que representa el enfriamiento de los

gases de escape de la turbina de gas y, en colo azul, la línea o proceso que representa el calentamiento del

agua. En el diagrama pueden distinguirse claramente las tres secciones principales de la caldera: la primera, de

A a B, corresponde al economizador, donde se calienta el agua hasta una determinada temperatura por debajo

de la de saturación a la presión indicada (por motivos de seguridad); la segunda, de C a D, corresponde al

evaporador; y la tercera, de D a E, al sobrecalentador, en el cual la temperatura del vapor se lleva a la requerida

por el proceso. Puede observarse que la región de C a D es horizontal debido a que en esta zona se produce la

evaporación del aguay, por lo tanto, no hay incremento de temperatura de la misma. Por otra parte, en el

mismo diagrama se observan también tres diferencias de temperaturas importantes: el Pinch Point, el

Approach Point y la Diferencia Terminal de Temperaturas.

El Pinch Point corresponde a la diferencia entre la temperatura de salida de los gases en la salida del

evaporador y la del agua a la entrada del mismo (diferencia entre el punto C y 3 en el diagrama). Esta

diferencia es un parámetro muy importante en el diseño del HRSG pues cuanto menor sea el pinch point,

mayor será el rendimiento del ciclo (mejor aprovechamiento de la energía), pero también mayor será el área de

intercambio de calor y, como consecuencia, el coste de la caldera.

Figura 10: Diagrama Q-T genérico de un HRSG [6].

17


El Approach Point es la diferencia entre la temperatura del agua que abandona el economizador y la

temperatura de saturación a la presión de trabajo (diferencia entre los puntos B y C del diagrama). Esta

diferencia de temperaturas es el margen de seguridad comentado anteriormente, para evitar evaporación en el

economizador y como recomendación se sugiere que nunca sea inferior a 3K, aunque dependerá del nivel de

presión que se trate.

La Diferencia Terminal de Temperaturas corresponde a la diferencia entre la temperatura del vapor

sobrecalentado que abandona la caldera y la temperatura de entrada de los gases al HRSG. Su valor tiene una

influencia significativa tanto en el rendimiento como en el coste. Por este motivo, tanto este parámetro, como

el Approach Point y el Pinch Point, se consideran variables de diseño importantes de la caldera [6].

En los bancos de tubos, el material seleccionado para cada parte debe soportar las altas temperaturas

de los gases de la turbina de gas. Por lo tanto, la selección del material es importante tanto en el aspecto de

durabilidad como en el aspecto económico. La Tabla 4 muestra la máxima temperatura permitida para los

materialesque un HRSG generalmente utiliza.

La superficie extendida de los tubos del HRSG puede ser del tipo aserrado o del tipo anular. Si la

concentración de partículas en los gases es alta y la caldera no posee un sistema de limpieza, se recomienda el

uso de aletas tipo anular. Sin embargo, cuando no ocurre esto, el diseño más adecuado es el aserrado ya que

permite obtener un mayor coeficiente de transferencia de calor [7].

Normalmente existen diferentes niveles de presión en la caldera. Cuando esto ocurre, el vapor se

clasifica atendiendo a su presión en: vapor de alta, con una presión que oscila los 120 bares; vapor de media,

cuya presión es alrededor de los 45 bares; y vapor de baja, a 4 bares.

Tabla 4: Máxima temperatura en distintos aceros [7].

Estado del arte

18

18

Las propiedades, componentes y presiones que se han detallado con anterioridad, permiten un gran

abanico de posibilidades en el diseño de la caldera de recuperación, siendo las disposiciones más usuales las de

tres presiones con recalentamiento. Sin embargo, según las características de la turbina de gas y del objetivo de

la planta, las demás configuraciones también pueden verse implementadas. Las Figuras 11, 12 y 13 son un

ejemplo de distintas disposiciones del HRSG.

Figura 12: Esquema de un HRSG con tres niveles de presión sin recalentador [3].

Figura 11: Esquema de un HRSG con un solo nivel de presión [3].

19


Existen otras, además de las nombradas anteriormente, como son: dos niveles de presión (en cascada y

en paralelo), tres niveles de presión en cascada y ciclos supercríticos. Éstos últimos reciben su nombre porque

trabajan con presiones superiores a la crítica, donde el agua realiza un cambio de fase sin una transición

definida. Por tal motivo desaparece la zona horizontal en el diagrama Q-T y, en consecuencia, se disminuyen

las pérdidas exergéticas en el HRSG.

Estos ciclos tienen un rendimiento superior comparado con los ciclos subcríticos, aún con

recalentamiento, porque presentan una disminución considerable de las pérdidas exergéticas debido al

acercamiento de las curvas de temperatura.

Por ejemplo, en la configuración de un ciclo supercrítico de tres niveles de presión, las secciones con

presión baja e intermedia continúan siendo iguales que en un ciclo subcrítico, pero la última sección (la de alta

presión) se transforma en una caldera de paso único que trabaja a presión supercrítica, tal y como se observa

en la Figura 14.

Figura 13: Esquema de un Ciclo Combinado con HRSG de tres presiones y recalentador [3].

Estado del arte

20

20

Además de lo explicado anteriormente, en el calderín se suele extraer un porcentaje del caudal de

líquido con el objetivo de controlar la presión en el mismo. Éste se llama flujo de Blowdown y se recomienda

que sea aproximadamente del 2% del caudal total, por motivos de seguridad. Los elementos que componen el

ciclo agua-vapor son:

Tanque de alimentación.

Bombas de alimentación y condensado.

Desgasificador.

Condensador.

Otros equipos (equipos de limpieza del condensador, eyectores para producir vacío en el condensador,

depósitos recolectores de condensado, etc)

Figura 14: Diagrama Q-T ciclo supercrítico [6].

Figura 15: Principales entradas y salidas del HRSG [14].

21


2.2. Sistemas Auxiliares

En este apartado se comentarán brevemente alguno de los sitemas auxiliares de la planta más

importantes, sus componentes, funciones y procesos más importantes. Éstos son fundamentales para el

correcto funconamiento de la central, y son una parte decisiva en el cálculo de los parámetros económicos.

2.2.1 Planta de Tratamiento de Aguas y Efluentes

La central de ciclo combinado necesita tres calidades de agua distintas:

Filtrada: para refrigeración principal, contraincendios y ósmosis.

Osmotizada: para limpieza y proceso de desmineralización.

Desmineralizada: para el aporte de agua al ciclo Rankine.

Es por ello que el diseño depende de la calidad de agua disponible. Normalmente, posee la siguiente

distribución:

1. Filtración, biocida y ablandamiento para la eliminación de sólidos en suspensión y sales cálcicas

presentes en el agua.

2. Ósmosis inversa. Normalmente suele ser doble, para reducir sales disueltas.

3. Electrodesionización (EDI) para reducir la conductividad del agua. El rechazo de la

electrodesionización se recircula de nuevo a la ósmosis inversa.

4. Tanques de almacenamiento de las tres calidades de agua: Filtrada, Osmotizada y Desmineralizada.

Para el tratamiento de efluentes, se necesita una depuración previa al vertido final, pues debe cumplir

con la normativa de calidad del vertido regulada por la Administración. Los efluentes provienen de la purga

del ciclo Rankine, de la purga del ACC, del rechazo de la ósmosis inversa, etc. Para conseguir una planta de

vertido cero, podrían diseñarse balsas de evaporación, como la mostrada en la Figura 16 [8]:

Figura 16: Balsas de evaporación.

Estado del arte

22

22

2.2.2 ERM

La estación de Regulación y Medida de gas se requiere cuando se dispone de una conexión a la red de

distribución de gas. Su función es adaptar las condiciones de presión y temperatura del suministro del gas a las

requeridas por la turbina. A su vez, permite conocer el caudal consumido y su composición mediante un

cromatógrafo, para facturar en términos de energía.

El esquema típico de la estación es el siguiente:

1. Filtración.

2. Calentadores.

3. Reducción de presión.

4. Medida.

5. Filtrado fino.

Si no se dispone de una conexión a la red de suministro de gas natural, lo más normal es disponer de

una estación satélite de gas natural licuado, pero no es el caso de este proyecto.

2.2.3 Protección contra Incendios

Los sistemas de protección contra incendios dependen de la legislación local, luego pueden variar

bastante según el emplazamiento de la central. Sin embargo, los componentes típicos suelen ser:

Tanque de almacenamiento, que puede combinarse con el de agua filtrada.

Bomba eléctrica.

Bomba diésel, en caso de fallo de la bomba eléctrica.

Sistemas de extinción, como bocas de incendio equipadas, hidrantes, monitores de agua y

espumógeno, nebulizadores, etc.

Sistemas de detcción como son los detectores, pulsadores de alarma y una centralita.

23


2.2.4 Subestación Eléctrica

La subestación eléctrica se encarga de enlazar la red eléctrica con la planta de generación y debe

garantizar la seguridad de toda la instalación.

Los componentes más comunes suelen ser:

1. Línea de evacuación de potencia.

2. Autoválvula y una protección contra sobretensiones atmosféricas o de maniobra (en el lado de la red

eléctrica).

3. Transformador de tensión y un medidor de tensión.

4. Transformador de intensidad y un medidor de intensidad.

5. Seccionador y puesta a tierra (en el lado de la planta).

6. Transformador de tensión y posterior medidor de tensión.

7. Autoválvula y una protección contra sobretensiones atmosféricas o de maniobra (en el lado de la

planta).

Evaluación Técnica

24

24

3 EVALUACIÓN TÉCNICA

En este apartado se procede a explicar detalladamente cómo se han realizado los cálculos, qué

variables se han utilizado, qué formulas modelan el comportamiento de los distintos equipos de la planta y qué

procesos tienen lugar para justificar el uso de ciertos procedimientos. También se explican las herramientas

que se han desarrollado y que serán utilizadas para el análisis de la planta.

Para este proyecto, se escoge una turbina de gas de 211 MWe de potencia (muy similar a las

típicamente suministradas por fabricantes como General Electrics, Siemens, Alstom o Mitshubishi), que

consume 15,3 kg/s de gas natural, con un poder calorífico inferior (PCI) de 35,16 MJ/kg y una composición

mostrada en la Tabla 5:

Tabla 5: Composición típica del GN

Dada esta composición de gas natural, se obtiene la composición de los gases de salida de la turbina,

tal y como se muestra en la Tabla 6, y un caudal de 486 kg/s a 650 ºC:

Gases de Combustión Composición (%)

CO2 4,16

H2O 8,85

N2 75

O2 11,99

Tabla 6: Composición típica de los gases de combustión.

Gas Natural Composición (%)

3,66

0,52

91,23

3,29

0,77

0,34

0,12

0,07

25


3.1 Cálculo Temperaturas

Para el cálculo de las temperaturas, se parte de los siguientes datos para cada caso: temperaturas de

salida del vapor de agua a turbina de vapor, entrada de gas a caldera, entrada de agua a caldera, presión de

trabajo (ya sean uno, dos o tres niveles) y caudal de agua de entrada. Con todo esto, se pueden calcular las

temperaturas a la salida y a la entrada de cada banco de tubos de la caldera con la Ecuación 2 para el agua y la

Ecuación 3 para los gases:

Ec 2

Ec 3

siendo:

Q es el calor aportado al agua o cedido por los gases (kW)

m es el caudal de agua o de gases (kg/s)

corresponde a la entalpía de entrada/salida del agua (kJ/kg)

Cp simboliza el poder calorífico del gas (kJ/kgK)

es la temperatura de entrada/salida de los gases (K)

El Cp se obtiene de bibliografía, al igual que el valor de las entalpías, o bien se calcula con la

Ecuación 4:

Ec 4

donde:

es la fracción molar del componente i (%)

es el poder calorífico del componente i (kJ/kgK)

Los Cp de los componentes se recogen en tablas y las fracciones molares se obtienen de la

composición de los gases de combustión definida en la Tabla 6.

Con las Ecuaciones 2-4 se pueden calcular los puntos necesarios para generar los diagramas Q-T de

las diferentes calderas que se han diseñado, a saber: caldera de recuperación con un nivel de presión, con dos

niveles de presión en cascada y con tres niveles de presión, recalentamiento y postcombustión. A partir de una

TG específica, lo que define el caudal de gases y su temperatura de entrada al HRSG, se genera un

diagrama Q-T, lo que equivale a determinar las presiones y caudales de las distintas corrientes de vapor.


26

26

3.1.1 Diagrama Q-T de una presión

La caldera de recuperación de calor trabaja a 40 bares, con un caudal de agua a la entrada a 60 ºC y se

desea conseguir una temperatura de vapor a 500 ºC (ver Figura 11). Para maximizar el rendimiento de esta

disposición, se han fijado el Pinch Point y el Approach Point en 5 y 3 ºC respectivamente. Con estos datos y

las ecuaciones descritas con anterioridad en el apartado 3.1, se obtienen los siguientes resultados, recogidos en

la Tabla 7:

Banco de Tubos Temperatura (K)

Calor (kW) Agua Gases

Economizador Entrada 333 363

146723 Salida 520,5 528,5

Evaporador Entrada 520,5 528,5

273607 Salida 523,5 817

Sobrecalentador Entrada 523,5 817

102925 Salida 773 923

Tabla 7: Resultados de la simulación del HRSG de una presión.

Representando las temperaturas frente al calor, se obtiene el diagrama Q-T de la caldera, tal y como se

muestra en la Figura 17, donde en azul están las temperaturas del agua-vapor, y en rojo las temperaturas de los

gases de combustión.

300

400

500

600

700

800

900

0 100 200 300 400 500

T (K)

Q (MW)

Figura 17: Diagrama Q-T del HRSG de una presión.

27


3.1.2 Diagrama Q-T de dos presiones

El HRSG trabaja a baja presión con 3 bares y a alta presión con 140 bares. De nuevo, se fijan el AP y

el PP en 3 y 5 ºC respectivamente, para maximizar el rendimiento y desde el calderín de baja presión, se

bombea el 93% (valor típico) del caudal de agua a alta presión (ver Figura 12). Tal y como se ha hecho con la

caldera de una presión, se plantean y resuelven las Ecuaciones 2-4 y se obtienen los resultados de la Tabla 8:



ECO BP Entrada 303 373

33627 Salida 403,7 411,7

EVA BP Entrada 403,7 411,7

172823 Salida 406,7 603,4

SOB BP Entrada 406,7 603,4

2135 Salida 593 605,8

ECO AP Entrada 409,7 605,8

8216 Salida 606,9 614,9

EVA AP Entrada 606,9 614,9

143433 Salida 609,9 767,8

SOB AP Entrada 609,9 767,8

150662 Salida 823 923

Tabla 8: Resultados de la simulación del HRSG de dos presiones.


muestra en la Figura 18, donde en azul están las temperaturas del agua-vapor de baja presión; en verde, las de

alta presión; y en rojo, las temperaturas de los gases de combustión.

300

400

500

600

700

800

900

0 100 200 300 400 500

T (K)

Q (MW)

Figura 18: Diagrama Q-T del HRSG de dos presiones.


28

28

Con este diseño se puede realizar un estudio paramétrico modificando la presión de baja y la presión

de alta, por separado. Teniendo el caso base como referencia, se llegan a las siguientes conclusiones:

Cuando la presión de baja se fija en 3 bares y la presión de alta se modifica, el economizador de alta

presión (ECO AP) se debe intercambiar por el sobrecalentador de baja presión (SOB BP) cuando

dicha presión toma valores dentro del rango 120-124,4 bar.

Si es la presión de alta la que se fija en 140 bares y la presión de baja la que se modifica dentro del

rango de 1-10 bares, ocurren dos casos:

1. Cuando baja presión toma valores comprendidos entre 2 y 3 bares, la disposición del caso

base sigue siendo válida.

2. En el resto de valores, a saber de 4 a 9 bares, el economizador de alta presión (ECO AP) se

debe intercambiar por el sobrecalentador de baja presión (SOB BP).

Variando ambas presiones, se observa que a partir del valor de 3 bares en baja presión, el

economizador de alta presión (ECO AP) debe intercambiarse por el sobrecalentador de baja presión

(SOB BP) para evitar el cruce de temperaturas entres los gases y el vapor.

3.1.3 Diagrama Q-T de tres presiones

Para la caldera de tres presiones (ver Figura 13), con recalentamiento y postcombustión, se precisa de

unas suposiciones adicionales a las necesarias para resolver los dos casos anteriores.

En primer lugar, el caudal de gas añadido en la postcombustión es de 1,8 kg/s de gas natural (valor

típico), con un poder calorífico inferior (PCI) igual al usado en la combustión de la turbina de gas, así pues, de

35,16 MJ/kg. Con este dato, se permite calcular la temperatura de los gases tras la postcombustión. Además,

para simplificar el cálculo, se supone que los equipos duplicados, a la misma presión, se reparten el calor

cedido por igual. En esta disposición sería el sobrecalentador de alta (SOB AP 1 y 2), el recalentador de media

presión (RECA 1 y 2) y el economizador de alta (ECO AP 1 y 2).

Las corrientes requeridas para este diseño son: alta presión, a 176 bares y 567 ºC; media presión, a 44

bares y 567 ºC; y baja presión, a 6 bares y 325 ºC. Todo ello, se consigue bombeando líquido saturado desde el

calderín de baja presión a media y alta presión, para obtener los tres caudales de vapor con las condiciones

descritas anteriormente y poder realizar el proceso de recalentamiento. Exactamente, se bombea un 6,1% a

media presión y un 87,3% a alta presión. El resto del caudal corresponde a vapor de baja.

29


Esta situación (misma temperatura de salida para el vapor de alta y el de media) se pueden conseguir

gracias al recalentamiento, explicado con anterioridad en el apartado 2.1.3, que en este caso consiste en llevar

los gases de salida de la turbina de alta presión de vuelta a la caldera, para aumentar su temperatura

(aumentando la temperatura del foco caliente del ciclo) reduciendo la humedad en las últimas fases de

expansión de la turbina y aumentando el rendimiento del ciclo de Rankine. Este caudal se denomina

"recalentado frío" antes de entrar a los dos recalentadores, y está formado por el caudal procedente de la

turbina de alta presión y el vapor que sale del sobrecalentador de media presión (SOB MP).

Posteriormente, el vapor que sale del cuerpo de media presión de la turbina de vapor, se mezcla con la

corriente de baja presión (procedente del sobrecalentador de baja) para ser reintroducido en la turbina, y así

maximizar la potencia cedida por la misma.

Los resultados obtenidos de la simulación del HRSG y la disposición de los bancos de tubos en el

interior de la caldera (desde el lado agua-vapor), están recogidos en la Tabla 9:



ECO BP Entrada 338 373

38579 Salida 429 411,7

EVA BP Entrada 429 411,7

13853 Salida 432 603,4

ECO 1 AP Entrada 435 603,4

43149 Salida 544,4 605,8

ECO MP Entrada 435 605,8

2529 Salida 526,3 614,9

EVA MP Entrada 526,3 614,9

10357 Salida 529,3 767,8

ECO 2 AP Entrada 544,4 767,8

43149 Salida 625,3 923

SC BP Entrada 432 373

2351 Salida 598 411,7

SC MP Entrada 529,3 411,7

1730 Salida 623 603,4

EVA AP Entrada 625,3 603,4

73593 Salida 628,3 605,8

SOB 1 AP Entrada 628,3 605,8

41141 Salida 694,3 614,9

RECA 1 Entrada 623 614,9

23946 Salida 729 767,8

RECA 2 Entrada 729 767,8

23946 Salida 840 923

SOB 2 AP Entrada 694,3 373

41141 Salida 840 411,7

Tabla 9: Resultados de la simulación del HRSG de tres presiones.


30

30


muestra en la Figura 19, donde en azul están las temperaturas del agua-vapor a baja presión; en rojo, las

temperaturas de los gases de combustión; en verde, las temperaturas del lado agua-vapor a media presión y

recalentado; y en amarillo, las temperaturas a alta presión. Se puede observar cómo la temperatura de los gases

aumenta debido a la postcombustión, permitiendo alcanzar la misma temperatura de salida del recalentado

caliente y de alta presión.

Al representar los resultados obtenidos de las simulaciones, se aprecia que el ciclo agua-vapor y el

ciclo gas están más próximos en el tercer caso. Esto es, hay un mejor aprovechamiento del calor

cedido/aportado y, por tanto, un mayor rendimiento global del ciclo combinado. Es por ello que para los

siguientes cálculos, se usará exclusivamente la caldera de recuperación de tres presiones, a excepción del

cálculo del coeficiente global de transferencia (apartado 3.2.3), que se llevará a cabo en la caldera de una

presión y cuyos resultados se extrapolarán al HRSG de tres niveles de presión.

31

Figura 19: Diagrama Q-T del HRSG de tres presiones.

330

430

530

630

730

830

930

0 50 100 150 200 250 300 350

T (K)

Q (MW)

32

3.2 Cálculo Área HRSG

Para el cálculo del área de los bancos de tubos, se tiene la Ecuación 5:

Ec 5

donde:

U es el coeficiente global de transferencia ( )

A es el área ( )

F es un factor de correción

DTLM es la diferencia de temperaturas media logarítmica (K)

3.2.1 Cálculo DTLM

La DTLM se calcula con la Ecuación 6:

Ec 6

siendo:

dtc la diferencia de temperaturas en el lado caliente del intercambiador (K)

dtf la diferencia de temperaturas en el lado frío del intercambiador (K)

En un caso genérico, como el mostrado en la Figura 20, la Ecuación 6 quedaría:

33


3.2.2 Cálculo Factor F

El factor F es un factor de corrección, de la DTLM, que se utiliza cuando el intercambiador no es

contracorriente puro. Así, se define como "lmtd_cf('crossflow_both_unmixed'; P; R)"

donde:

lmtd_cf es la función que tiene el EES compilada para su cálculo

crossflow_both_unmixed es el tipo de intercambiador. En este caso, se ha elegido un flujo cruzado sin

mezclar ninguna de las dos corrientes, como el intercambiador más idóneo para la simulación

P y R son factores necesarios para el cálculo de F, que siguen las Ecuciones 7 y 8 para su resolución

Ec 7

Ec 8

ambas ecuaciones siguiendo la nomenclatura genérica de la Figura 20.

Figura 20: Distribución de Tª a lo largo de un intercambiador [17].


34

34

3.2.3 Cálculo Coeficiente Global de Tranferencia

El coeficiente global de tranferencia de calor se calcula según la Ecuación 9:

Ec 9

siendo:

el área externa del intercambiador (

el coeficiente de película interno (W/ )

el factor de ensuciamiento interno o fouling factor ( K/kW)

diámetro externo del tubo (m)

diámetro interno del tubo (m)

K conductividad del fluido (W/m K)

L longitud del tubo (m)

el factor de ensuciamiento externo o fouling factor ( K/kW)

el coeficiente de película externo (W/ )

el área interna del intercambiador (

A continuación, se deben calcular dichos parámetros para obtener un valor del coeficiente global de

transferencia que, sustituyéndolo en la Ecuación 5, aporte un valor del área total del banco de tubos.

Para el cálculo de se utiliza la Ecuación 10:

Ec 10

Para su resolución, se escogen datos de un diseño de caldera anterior, donde el diámetro interior, al

igual que el exterior, varía según sea el banco de tubos un economizador, un evaporador o un sobrecalentador.

La longitud del tubo se supone como valor típico, los factores de ensuciamiento adquieren un valor de

0,018 ( K/kW) y la conductividad del fluido se obtiene de valores predeterminados del programa de diseño

Engineering Equation Solver.

35


Para el cálculo de se utiliza la Ecuación 11:

Ec 11

donde:

es el área libre de aletas (

nº aletas es el número de aletas por tubo

es el rendimiento de la aleta

es el área de la aleta

Para calcular el valor de se utiliza la Ecuación 12:

Ec 12

siendo:

el área inicial antes de haber aletas

el área de la base de la aleta

Si ambos términos de la ecuación 12 se desarrollan, dan lugar a la Ecuación 13:

Ec 13

donde:

e es el espesor de la aleta (m)

Para obtener un valor de se define la Ecuación 14:

Ec 14

donde viene definido en la Figura 21, junto al rendimiento de la aleta.


36

36

3.2.3.1 Coeficientes de película

En las calderas de recuperación de calor, los flujos interiores así como los exteriores son turbulentos.

La correlación que proporciona menos error en el cálculo del número de Nusselt, y por ende en el cálculo del

coeficiente de convección interna, cuando no hay ebullición, es la correlación de Gnielinski, definida en la

Ecuación 15:

Ec 15

siendo:

factor de fricción

el número de Reynolds

el número de Prandtl

Sabiendo que el coeficiente de película interno se calcula según la Ecuación 16; el número de

Reynolds según la Ecuación 17; y el número de Prandtl según la Ecuación 18, sólo faltaría el valor del factor

de fricción, que se selecciona de la Tabla 10.

Figura 21: Cálculo del rendimiento de la aleta [18].

37


Ec 16

Ec 17

Ec 18

siendo:

µ la viscosidad del fluido, obtenida de valores del EES.

Cuando se produce una ebullición en el interior de los tubos, el cálculo del coeficiente de película

interno debe cambiar por completo, pues ocurre un proceso que se modela con unas ecuaciones muy

diferentes de transferencia de calor.

En el proceso de ebullición, el líquido entra a los evaporadores en un estado termodinámico cercano al

de saturación y recibe un flujo de calor constante que modifica la estructura molecular del líquido y permite

que el vapor se empiece a formar gradualmente. A medida que el vapor se forma se desarrollan distintos

modelos de flujo a lo largo del tubo y se produce una variación de los coeficientes de transferencia de calor

debido a estos cambios.

Tabla 10: Factor de Fricción para tuberías comerciales

nuevas de aceroy en la zona de total turbulencia [7].


38

38

Desde la entrada de cada tubo del evaporador, aumenta la temperatura del fluido y de la pared del

tubo. Justo antes de llegar a la temperatura de saturación, se inicia la formación de pequeñas burbujas en la

pared del tubo. Acto seguido, las burbujas se desprenden de la pared y condensan en la masa del fluido. A esta

etapa del proceso se la conoce como ebullición subenfriada (o subcooled boiling).

El proceso continúa y se incrementa el número de puntos de formación de burbujas en la pared del

tubo. Este modelo se conoce como pared burbujeante (o bubbly flow). El espesor de la capa de burbujas

aumenta hasta que la masa de líquido alcanza la temperatura de saturación. En este instante, comienza la

ebullición nucleada y el tamaño de las burbujas aumenta hasta formar una sola burbuja, que abarca una

sección mayor del tubo, la cual tiene en su interior una mezcla de vapor y agua, como se observa en la Figura

22 [7].

Por ello, se utiliza la correlación de John C. Chen (Figura 23), que planteó trabajar considerando los

efectos macroscópicos y microscópicos de manera independiente. Los efectos macroscópicos están asociados

a la ebullición por convección mientras que los microscópicos están asociados a la ebullición por la formación

y crecimiento de las burbujas tal y como se ha expuesto con anterioridad.

Figura 22: Modelos de flujo en el proceso de ebullición [7].

39


donde el valor de la tensión superficial se consigue de la Tabla 11:

Figura 23:Correlación de John C. Chen y parámetros de uso [19].

Tabla 11:Tensión superficial en interfase líquido-vapor [19].


40

40

Para el cálculo del coeficiente de película externo, , se utiliza una correlación especial desarrollada

por la compañía ESCOA (Extended Surface Corporation of America) para bancos de tubos aleteados,

definida como Ecuación 19:

Ec 19

siendo:

J el coeficiente de Colburn

Gg la velocidad másica del gas

Cp el calor específico del gas [Btu/(Lbm*°F)]

K la conductividad del gas [Btu/(hr*ft*°F)]

la viscosidad dinámica del gas [lb/(ft*hr)]

Es necesario señalar que todas las propiedades del gas son evaluadas a su temperatura media y que

ésta correlación es válida cuando:

2000 < Re < 500000

9,5mm < altura aleta < 38,1mm

1 < densidad aletas < 7 aletas/pulgada

La velocidad másica se determina a través de la Ecuación 20:

Ec 20

donde:

es el área neta (

y se calcula según las Ecuaciones 21, 22 y 23:

Ec 21

Ec 22

41


Ec 23

siendo:

es la sección ocupada (

es el área libre (

el número de filas

El coeficiente de Colburn se determina a partir de la Ecuación 24:

Ec 24

donde:

es la temperatura promedio en la punta de la aleta (ºF)

Los coeficientes , y se calculan como indica la Tabla 12:

Tabla 12: Factores de correción de las correlaciones de ESCOA [7].


42

42

Teniendo todas las ecuaciones descritas con anterioridad y pasándo las unidades al sistema

internacional, se calculan los coeficientes globales de transferencia para la caldera de una presión,

obteniéndose como resultado los valores recogidos en la Tabla 13:

Parámetros ECONOMIZADOR EVAPORADOR SOBRECALENTADOR

Di (m) 0,0354 0,0477 0,0591

De (m) 0,0381 0,0508 0,0635

Altura aleta (m) 0,0127 0,0127 0,0127

Espesor aleta (m) 0,0008 0,0008 0,001

Densidad aleta (aletas/m) 255,91 255,91 127,95

U (W/m2 K) 40 50 45

Tabla 13: Datos y resultados del cálculo de U.

De este modo, extrapolando los resultados de los coeficientes globales de transferencia a la caldera de

tres niveles de presión, se obtienen las áreas mostradas en la Tabla 14:

Banco de Tubos Potencia (kW) DTLM (K) A (m2)

ECO BP 38579 25,18 71849

EVA BP 13853 28,49 9726

ECO 1 AP 43149 23,48 97808

ECO MP 2529 70,26 934,3

EVA MP 10357 43,57 4754

ECO 2 AP 43149 37,5 39782

SC BP 2351 134,4 403,1

SC MP 1730 85,02 466,8

EVA AP 73593 96,52 15250

SOB 1 AP 41141 180,5 5417

RECA 1 23946 222,7 2466

RECA 2 23946 155,7 3553

SOB 2 AP 41141 115,3 8643

A total 261052,2

Tabla 14: Resultados del cálculo del área del HRSG de tres presiones.

43


3.3 Turbina de Vapor

Tal y como se ha descrito con anterioridad en el apartado 3.1.3 y como viene reflejada en la Figura 13,

la turbina de vapor tiene tres cuerpos alimentados por tres corrientes de vapor preocedentes del HRSG. La

corriente de vapor a alta presión, entra en el cuerpo de alta de la turbina y sale para mezclarse con la corriente

de vapor de media y reintroducirse como recalentado frío a la caldera. Gracias a la postcombustión, esta

corriente de recalentado frío alcanza la misma temperatura que la corriente de vapor de alta y pasa a llamarse

recalentado caliente. Dicho caudal se introduce en el cuerpo de media presión de la turbina y al salir es

mezclado con el vapor de baja, para ser de nuevo introducido en la turbina, ésta vez en el cuerpo de baja

presión.

Con este balance de caudales y teniendo que alcanzar a la salida de cada cuerpo las mismas

condiciones que la corriente con la que se mezcla, la potencia cedida por cada cuerpo de la turbina se calcula

con las Ecuaciones 25 y 26:

Ec 25

Ec 26

donde:

es la potencia real cedida por la turbina (kW)

es la potencia si el proceso fuese isentrópico (kW)

es la entalpía de salida si el proceso fuese isentrópico

Con las dos ecuaciones anteriores, se puede calcular el rendimiento de la turbina con la Ecuación 27:

Ec 27

Para entender mejor los cáculos que se han realizado la Figura 24, diagrama de Mollier, aclara cuál es

el proceso isentrópico, cuál el proceso real y las entalpías usadas en cada caso. Los resultados obtenidos de la

simulación se recogen en la Tabla 15, observándose unos rendimientos aceptables de los cuerpos de la turbina

y una calidad de vapor a la salida superior al 85%, factor de seguridad para que la condensación de pequeñas

gotas no dañen los álabes de las últimas etapas del proceso de expansión.


44

44

Cuerpos Presión (bar) Caudal de vapor

(kg/s) Rendimiento

(%) Título vapor escape

(%) Potencia

(kW) Entrada Salida

Turbina AP 176 44 87,3 90,37 100 32787

Turbina MP 44 6 93,4 77,2 100 44024

Turbina BP 6 0,2 100 95,41 95,41 62294

Tabla 15: Resultados de la simulación de la turbina de vapor.

3.4 Air Cooled Condenser

Este equipo se encarga de disipar el calor residual del caudal de salida de la turbina de vapor, desde las

codiciones de dicha corriente a líquido saturado. Por tanto, para calcular la potencia cedida al ambiente, se

utiliza la Ecuación 2 definida en el apartado 3.1, dando como resultado: 223854 kW.

Figura 24: Diagrama de Mollier [20].

45


3.5 Bombas Alimentación y Condensado

La potencia de una bomba se calcula según la Ecuación 28:

Ec 28

siendo:

Q el caudal volumétrico ( )

la diferencia de presión (Pa)

el rendimiento de la bomba

Suponiendo un valor típico del rendimiento del 75%, se obtienen los resultados recogidos en la Tabla

16. El proceso de compresión de las bombas es casi el inverso del de expansión de las turbinas. Para entender

mejor el proceso y lo que se calcula (potencia real y no potencia isentrópica) la Figura 25 muestra porqué el

rendimiento debe dividir y no multiplicar, al contrario que en la turbina.

Bombas Potencia (kW) Caudal (kg/s) ∆P (bar)

BP-AP 2178 87,3 169

BP-MP 34,02 6,1

Condensado 78,66 100 5,8

Tabla 16: Resultados de la simulación de las bombas de alimentación.

Figura 25: Diagrama de Mollier [20].

Evaluación Financiera

46

46

4 EVALUACIÓN FINANCIERA

En este apartado se procede a realizar el estudio de viabilidad económica de la planta. Una vez

completado el ciclo combinado con los equipos diseñados en el apartado anterior, se deben calcular sus

respectivos costes y evaluar varios parámetros financieros que indicarán la competitividad en el mercado

energético del proyecto y su rentabilidad para el promotor.

4.1 Costes

Los costes de todos los equipos de la planta, tanto principales como auxiliares, líneas de tensión,

trafos, obras, etc... se han obtenido de bibliografía, escalados según un parámetro característico, tal y como se

muestra en la Tabla 17, y se actualizan al año 2017, año actual. Este proceso se lleva a cabo con los

coeficientes del CEPCI (Chemical Engineering Plant Cost Index) del año base y el año actual, siguiendo la

Ecuación 29:

Ec 29

siendo:

el coste del equipo actualizado al año 2017

el coste del equipo en el año base

Equipo Parámetro característico Coeficiente de escalado

TG Potencia nominal, MW 0,54

HRSG Área, m2 0,45

TV Potencia nominal, MW 0,68

ACC Potencia, MWth 0,64

Bomba condensado Potencia bomba, kW 0,43

Bomba alimentación Potencia bomba, kW 0,43

Auxliar: aire comprimido Potencia planta, MW 0,83

Auxiliar: tanques Potencia planta, MW 0,78

Generador de emergencia Potencia planta, MW 0,66

Resto de equipos Potencia neta, MW 0,93

Tabla 17: Coeficientes de escalado [9].

En la Tabla 18, se muestran los valores de los coeficientes del CEPCI para los años en los que están

basados los precios escogidos de bibliografía, y en la Tabla 19 se muestran los costes ya actualizados de cada

equipo que se ha tenido en cuenta, según la potencia de la planta

47


CEPCI

2016 541,7

2017 566,6

Tabla 18: CEPCI [10].

Disciplina Equipos Coste (M€)

Eléctrica Transformadores de distribución 0,4362

Eléctrica Barras fase aislada 0,2617

Eléctrica Infraestructura MT 2,399

Eléctrica Infraestructura BT 1,309

Eléctrica Interruptor generación 0,6543

Eléctrica Equipos medida producción 0,4362

Eléctrica Generador de emergencia 0,2181

Eléctrica Sistema DC 0,2181

Eléctrica Montaje eléctrico 4,362

Eléctrica Subestación 6,543

Eléctrica Transformado principal 12,55

Eléctrica Transformadores auxiliares 0,8723

Subtotal 30,2599


Mecánica TG 45,62

Mecánica HRSG 14,12

Mecánica TV 25,18

Mecánica ACC 28,25

Mecánica Bomba condensado 0,03428

Mecánica Bomba alimentación 0,8263

Mecánica Auxliar: aire comprimido 0,2181

Mecánica Auxiliar: tratamiento agua y efluentes 4,362

Mecánica Auxiliar: protección contra incendios 0,8723

Mecánica Auxiliar: dosificación química 0,2181

Mecánica Auxiliar: ERM 0,1745

Mecánica Auxiliar: refrigeración auxiliar 1,309

Mecánica Auxiliar: tanques 0,4362

Mecánica Auxiliar: climatización 0,3271

Mecánica Montaje mecánico 21,81

Subtotal 143,75788


48

48


I&C DCS 0,6543

I&C Sistema de comunicaciones 0,2181

I&C Sistema muestreo vapor 0,4196

I&C Sistema muestreo emisiones 0,9125

I&C Instrumentación 0,4362

I&C Válvulas de control 0,8723

I&C Auxiliar: I&C 0,6543

I&C Montaje I&C 6,543

Subtotal 10,7103


Civil Obra civil BOP 17,45

Subtotal 17,45

Total 202,17

El coste del terreno se supone del 5% del coste del inmovilizado. Para el cálculo de los costes de

operación y mantenimiento, los costes anuales se han estimado en un 2,5% de la inversión, incluyendo el

consumo de agua y los consumos auxiliares. A estos costes se añaden la ingeniería (5%) y un factor de costes

indirectos considerando los costes de gestión y las incidencias (5%).

El coste del capital circulante se estima como el coste de operación y mantenimiento de un mes,

mientras que el coste de producción es la suma de las materias primas y de operación y mantenimiento.

Para el coste de las materias primas, el gas natural tiene un precio de 0,3€/Nm3 y el agua de 0,5€/m3.

El valor residual de la planta se calcula como el 10% del coste del inmovilizado, y se recupera al final de la

vida del proyecto junto con el capital circulante y el terreno.

La depreciación se calcula como sigue la Ecuación 30:

Ec 30

siendo:

el coste del inmovilizado (M €)

VR el valor residual (M €)

Td el tiempo de depreciación, 10 años

Tabla 19: Costes de las partidas principales de la planta.

49


La vida útil de la planta es de 30 años. El porcentaje de deuda financiada con recursos ajenos asciende

a 80%, con un 7% de interés anual y un período de devolución de 10 años, con 2 años de carencia. El tipo

impositivo es del 35%, con una tasa de descuento para el VAN del 10%.

Con respecto al precio de la electricidad, ésta se vende a 0,15 €/kWh, con un 3% de tasa de aumento

en el precio de venta y 5000 h/año de trabajo [11].

Todos los costes definidos con anterioridad, se resumen en la Tabla 20.

Costes Precio (M€)

Inmovilizado 215,2

Cap. Circ. 2,241

O&M 26,9

Depreciación 19,37

Valor Resiudal 21,52

Producción 140,5

Combustible 113,6

Terreno 10,76

Préstamo 172,1

Tabla 20: Costes de la planta.

4.2 Levelized Electricity Cost

El LCOE o Costes Nivelados de la Energía, es un parámetro útil para comparar costes unitarios a los

largo de la vida económica de diferentes tecnologías, es decir, corresponden a los costes que un inversor ha de

hacer frente en condiciones de estabilidad de precios de la electricidad, y asumiendo una certeza en los costes

de producción dados. En otras palabras, definen los costes en ausencia de los riesgos asociados al mercado o a

la tecnología. Según la Agencia Internacional de Energía (IEA), se aproximan bastante bien a los costes reales

en un mercado monopolista regulado, aunque sufre distorsiones en mercados eléctricos liberalizados.

Se calcula según la Ecuación 31:

Ec 31

donde cada término se ha definido con anterioridad.

Así, se obtiene un valor de 0,0669 €/kWh, un precio bastante competitivo en el mercado, tal y como se

aprecia en la Figura 26. Sin embargo, este resultado es sensiblemente inferior a lo que debería luego habría que

revisar los costes secundarios e indirectos.


50

50

4.3 Valor Actualizado Neto

Para el cálculo del VAN se necesita saber la anualidad a pagar por el préstamo concedido. De este

modo, se tiene que el primer año del proyecto sólo se compra el terreno. El segundo año se paga el 80% de la

inversión con el prestamo concedido y el tercer año se paga el resto con recursos propios del promotor.

La anualidad se calcula con la Ecuación 33:

Ec 33

donde:

P es el préstamo concedido por el banco (M €)

i el interés del préstamo

n el período de devolución (años)

j la carencia del préstamo (años)

Figura 26: LCOE de tecnologías renovables y plantas de potencia convencionales [21].

51


Realizando un análisis de la deuda, se obtiene la Tabla 21:

Año Deuda (M €) i (7%) Anualidad (M €) Devolución (M €)

1 172,100 12,047 0 0,000

2 184,147 12,890 0 0,000

3 197,037 13,793 33 19,207

4 177,830 12,448 33 20,552

5 157,278 11,009 33 21,991

6 135,287 9,470 33 23,530

7 111,758 7,823 33 25,177

8 86,581 6,061 33 26,939

9 59,641 4,175 33 28,825

10 30,816 2,157 33 30,843

Tabla 21: Análisis de la deuda.

De esta forma, se procede a calcular el valor actualizado neto de la planta, recogido en la Tabla 22,

donde también se exponen los cálculos de los flujos netos de caja para los 30 años de vida útil de la planta.

Año FNC=BDI+D-I

(M€) FNCA=(FNCi)/((1+kmin)^i)

(M€) Año FNC=BDI+D-I

(M€) FNCA=(FNCi)/((1+kmin)^i)

(M€)

0 -10,76 -10,76 17 89,58 17,72

1 -172,1 -156,5 18 93,53 16,82

2 -43,03 -35,57 19 97,6 15,96

3 81,59 61,3 20 101,8 15,13

4 84,2 57,51 21 106,1 14,34

5 86,9 53,96 22 110,6 13,58

6 89,67 50,62 23 115,1 12,86

7 92,52 47,48 24 119,9 12,17

8 95,46 44,53 25 124,7 11,51

9 98,49 41,77 26 129,7 10,88

10 101,6 39,18 27 134,9 10,29

11 114,7 40,21 28 140,2 9,722

12 118 37,61 29 145,7 9,183

13 74,89 21,69 30 151,3 8,671

14 78,4 20,64 31 157,1 8,185

15 82,01 19,63 32 197,6 9,359

16 85,74 18,66

VAN 548,34

Tabla 22: Flujos de caja y VAN.


52

52

siendo BDI el beneficio después de impuestos, D la depreciación e I las inversiones con capital propio.

Por lo tanto, al ser el VAN positivo, se obtiene como resultado un proyecto viable económicamente

que, junto al valor del LCOE, es competitivo en el mercado.

Evaluando la Tasa Interna de Retorno (TIR) igualando el VAN a cero, se obtiene un resultado del

30,98%, una rentabilidad alta para este proyecto pues supera la tasa mínima o tasa de corte del mismo. De este

modo, con estos dos parámetros financieros (VAN y TIR) se proporciona seguridad al futuro comprador que

invierta en la planta.

Por último, la optimización de la planta se lleva a cabo modificando el caudal de vapor y viendo cómo

afecta al LCOE, para buscar el caudal que minimice los costes. De este modo, se observa que para caudales

mayores y menores, el Levelized Electricity Cost aumenta, luego el valor mínimo es el calculado.

53


5 CONCLUSIONES Y DESARROLLO FUTUROS

Una vez realizado el proyecto, tanto la evaluación técnica como la financiera, se pueden estudiar

varios casos y sacar algunas conclusiones.

En primer lugar, el proyecto es económicamente rentable, según indica el Valor Actual Neto. Éste

parámetro mide la cantidad total de la ganancia o pérdida que un proyecto producirá en comparación con la

cantidad que se puede ganar simplemente guardando el dinero en un banco o invertirlo en alguna otra

oportunidad que genera un rendimiento igual a la tasa de descuento.

De esta manera, se puede dejar el precio de venta del kWh como incógnita e igualar el VAN a cero.

Esto indicaría el mínimo valor de la electricidad para que el proyecto no fuese rentable, pero que tampoco

generase pérdidas. Cuando se realiza dicho cambio, el precio de la electricidad baja a 0,057 €/kWh. Esto

significa que la planta puede abaratar el precio para aumentar su competitividad en el mercado frente a otras

centrales de producción eléctrica.

El valor mínimo de la electricidad es muy parecido al LCOE, lo que significa que es el valor mínimo

para suplir los costes que un inversor ha de hacer frente en condiciones de estabilidad de precios de la

electricidad, y asumiendo una certeza en los costes de producción dados.

El Levelized Electricity Cost es de 0,0669 €/kWh. Comparado con valores de otras tecnologías, tal y

como se aprecia en la Figura 25, es más competitiva que el resto, excepto que la tecnología del carbón, debido

al bajo precio del mismo, aunque éste combustible fósil es más contaminante.

5.1 Hibridación ISCC

La energía solar constituye una de las grandes promesas para el abastecimiento energético del futuro.

El desarrollo tecnológico y el capital invertido en energía termosolar han crecido de forma exponencial en los

últimos años. España es uno de los países que más ha invertido en este sector, siendo empresas españolas

pioneras en el diseño, desarrollo y operación de numerosas plantas por todo el mundo. Sin embargo, los costes

de dicha tecnología siguen siendo muy elevados en ausencia de primas y subvenciones, por lo que su

implantación como pilar de un sistema de suministro energético es aún lejana (a falta del desarrollo de

tecnologías de almacenamiento como las sales fundidas).

Conclusiones y Desarrollo Futuros

54

54

La combinación de una planta termosolar y un ciclo combinado (ISCC) puede aumentar la eficiencia

de la conversión solar-eléctrica y sería interesante analizar el coste de los kWh generados con potencia solar

frente a una central termosolar aislada. Así, esta sinergia aporta múltiples ventajas como la mejor adaptación

de la producción a la demanda de electricidad, mayor estabilidad de la producción en los transitorios o una

mayor utilización de los generadores. Además, también es importante la imagen de sostenibilidad que aporta,

si bien la contribución solar no suele superar el 10% de la potencia neta total generada. Todo esto ha llevado a

que algunos autores consideren los ISCC como el medio más asequible de transformar energía solar en

eléctrica [5].

Debido a todo esto, cada vez son más las empresas que apuestan por proyectos híbridos, lo que

muestra el interés que ha despertado esta tecnología. Así mismo, la integración se podría aplicar no sólo a

proyectos nuevos, sino a ciclos combinados ya construidos. Análogamente, se podrían diseñar plantas

termosolares con vistas a la hibridación con un ciclo cominado en el futuro, reimpulsando tecnologías como la

generación directa de vapor que complemente así la corriente actual basada en el uso del almacenamiento

térmico con sales fundidas. Además, muchos emplazamientos que cumplen las condiciones meteorológicas

idóneas para las plantas solares son emplazamientos cercanos a fuentes de suministro de hidrocarburos lo que

reduce el riesgo de la inversión.

Tal y como se ha explicado, la hibridación de la tecnología de Ciclo Combinado con energías

renovables es uno de los posibles desarrollos futuros de este proyecto y una posible solución al problema de la

creciente demanda energética de la población. Es por ello que la tecnología de ciclo combinado desarrollada

en este proyecto sirve como pilar para futuras investigaciones y como paso de un sistema energético basado en

combustibles fósiles, perjudicial para el medio ambiente y las generaciones venideras, a un sistema energético

basado en energías renovables que sea capaz de abastecer la creciente necesidad de energía del planeta.

Añadiendo una planta termosolar, se podría disminuir el uso de combustible fósil, siendo interesante

analizar los costes relativos asociados a la misma y una disminución de la huella ambiental de la planta. Esto

provocaría un mayor beneficio económico, pues el promotor debe paliar con menos costes en condiciones de

estabilidad de precios. Por tanto, es una opción beneficiosa tanto para el medio ambiente como en el aspecto

financiero.

55


6 ANEXOS

6.1 Anexo I: Código HRSG 1 Presión

{Inputs} {Suponemos que la turbina de gas es, según catálogo de SIEMENS, SGT-750} {DATOS} {UNIDADES} m_g=500 {kg/s} T_gases=650+273 {ºC} P_atm=1,01325 {bar} {Composición gas natural} X_N_2e=3,66/100 X_CO_2e=0,52/100 X_CH_4=91,23/100 X_C2H6=3,29/100 X_C3H8=0,77/100 X_C4H10=0,34/100 X_C5H12=0,12/100 X_C6H14=0,07/100 {Composición gases de escape} {EA=0,88} X_CO_2s=4,16/100 X_H2O=8,85/100 X_N_2s=(74,3+0,88*0,79)/100 X_O_2=(11,81+0,88*0,21)/100 {HRSG} T_g2=T_3+PP T_3=T_2+AP T_3=T_sat T_sat=temperature(Water; P=P_calderín; x=1) PP=5 {ºC} AP=3 {ºC} T_4=500+273 {ºC} T_1=60+273 {ºC} P_calderín=40 {bar} T_g1=90+273 {ºC} T_g4=T_gases {Balance de energía global}

Anexos

56

56

m_g*Cp_g*(T_g4-T_g1)=m_w*(H_sal-H_ent) Cp_g=Y_CO_2*Cpg_CO_2+Y_H2O*Cpg_H2O+Y_N_2*Cpg_N_2+Y_O_2*Cpg_O_2 Cpg_CO_2=specheat(CarbonDioxide; T=T_gm; P=P_atm) Cpg_H2O=specheat(Water; T=T_gm; P=P_atm) Cpg_N_2=specheat(Nitrogen; T=T_gm; P=P_atm) Cpg_O_2=specheat(Oxygen; T=T_gm; P=P_atm) T_gm=(T_g4+T_g1)/2 Y_CO_2=X_CO_2s*(MW_CO_2/MW_mix) Y_H2O=X_H2O*(MW_H2O/MW_mix) Y_N_2=X_N_2s*(MW_N_2/MW_mix) Y_O_2=X_O_2*(MW_O_2/MW_mix) MW_CO_2=molarmass(CarbonDioxide) MW_H2O=molarmass(Water) MW_N_2=molarmass(Nitrogen) MW_O_2=molarmass(Oxygen) MW_mix=X_N_2e*MW_N_2+X_CO_2e*MW_CO_2+X_CH_4*MW_CH_4+X_C2H6*MW_C2H6+X_C3H8*MW_C3H8+X_C4H10*MW_C4H10+X_C5H12*MW_C5H12+X_C6H14*MW_C6H14 MW_CH_4=molarmass(Methane) MW_C2H6=molarmass(Ethane) MW_C3H8=molarmass(Propane) MW_C4H10=molarmass(Butene) MW_C5H12=molarmass(Isopentane) MW_C6H14=molarmass(Isohexane) H_sal=enthalpy(Water; P=P_calderín; T=T_4) H_ent=enthalpy(Water; P=P_calderín; T=T_1) {Sobrecalentador} m_g*Cp_g4*(T_g4-T_g3)=m_w*(h_4-h_3) Cp_g4=Y_CO_2*Cpg4_CO_2+Y_H2O*Cpg4_H2O+Y_N_2*Cpg4_N_2+Y_O_2*Cpg4_O_2 Cpg4_CO_2=specheat(CarbonDioxide; T=T_g4; P=P_atm) Cpg4_H2O=specheat(Water; T=T_g4; P=P_atm) Cpg4_N_2=specheat(Nitrogen; T=T_g4; P=P_atm) Cpg4_O_2=specheat(Oxygen; T=T_g4; P=P_atm) h_4=enthalpy(Water; T=T_4; P=P_calderín) h_3=enthalpy(Water; T=T_3; x=1)

57


{Evaporador} m_g*Cp_g3*(T_g3-T_g2)=m_w*(h_3-h_2) Cp_g3=Y_CO_2*Cpg3_CO_2+Y_H2O*Cpg3_H2O+Y_N_2*Cpg3_N_2+Y_O_2*Cpg3_O_2 Cpg3_CO_2=specheat(CarbonDioxide; T=T_g3; P=P_atm) Cpg3_H2O=specheat(Water; T=T_g3; P=P_atm) Cpg3_N_2=specheat(Nitrogen; T=T_g3; P=P_atm) Cpg3_O_2=specheat(Oxygen; T=T_g3; P=P_atm) {h_2=enthalpy(Water; T=T_3; x=0)} {landa=enthalpy_vaporization(Water; P=P_calderín)} {Economizador} m_g*Cp_g2*(T_g2-T_g1)=m_w*(h_2-h_1) Cp_g2=Y_CO_2*Cpg2_CO_2+Y_H2O*Cpg2_H2O+Y_N_2*Cpg2_N_2+Y_O_2*Cpg2_O_2 Cpg2_CO_2=specheat(CarbonDioxide; T=T_g2; P=P_atm) Cpg2_H2O=specheat(Water; T=T_g2; P=P_atm) Cpg2_N_2=specheat(Nitrogen; T=T_g2; P=P_atm) Cpg2_O_2=specheat(Oxygen; T=T_g2; P=P_atm) {h_1=enthalpy(Water; T=T_1; P=P_calderín)} {Ecuaciones de calor globales} Q_1=m_g*Cp_g2*(T_g2-T_g1) {kW} Q_2=m_g*Cp_g3*(T_g3-T_g2) {kW} Q_3=m_g*Cp_g4*(T_g4-T_g3) {kW} {Comprobamos si el Cp varía mucho, para poder suponerlo constante o dependiente de la temperatura} DeltaCp=Cp_g4-Cp_g2 {Se puede suponer Cp constante, pero para una mayor exactitud de los calculos se coge el Cp del gas a la temperatura de entrada de cada zona}

{Turbina} "datos" etaT_mec=0,95 P_sal=0,2 [bar] h_sal_turbina=2490 {kJ/kg} W_is=m_w*(h_sal_turbina-h_4) W_Turbina=W_is*etaT_mec T_sal=temperature(Water; P=P_sal; h=h_sal_turbina) X=quality(Water;T=T_sal; h=H_sal_turbina)

Anexos

58

58

6.2 Anexo II: Código HRSG 2 Presiones

{Inputs} {Suponemos que la turbina de gas es, según catálogo de SIEMENS, SGT-750} {DATOS} {UNIDADES} m_g=500 {kg/s} T_gases=650+273 {ºC} P_atm=1,01325 {bar} {Composición gas natural} X_N_2e=3,66/100 X_CO_2e=0,52/100 X_CH_4=91,23/100 X_C2H6=3,29/100 X_C3H8=0,77/100 X_C4H10=0,34/100 X_C5H12=0,12/100 X_C6H14=0,07/100 {Composición gases de escape} {EA=0,88} X_CO_2s=4,16/100 X_H2O=8,85/100 X_N_2s=(74,3+0,88*0,79)/100 X_O_2=(11,81+0,88*0,21)/100 {HRSG} T_g2=T_3B+PP_BP T_3B=T_2B+AP_BP T_3B=T_satbp T_satbp=temperature(Water; P=P_bp; x=1) PP_BP=5 {ºC} AP_BP=3 {ºC} T_g5=T_5A+PP_AP T_5A=T_4A+AP_AP T_5A=T_satap T_satap=temperature(Water; P=P_ap; x=1) PP_AP=5 {ºC} AP_AP=3 {ºC} T_4B=320+273 {ºC} T_6A=550+273 {ºC} T_1=30+273 {ºC} P_bp=3 {bar} P_ap=140 {bar} T_g1=100+273 {ºC} T_g7=T_gases

59


Y_CO_2=X_CO_2s*(MW_CO_2/MW_mix) Y_H2O=X_H2O*(MW_H2O/MW_mix) Y_N_2=X_N_2s*(MW_N_2/MW_mix) Y_O_2=X_O_2*(MW_O_2/MW_mix) MW_CO_2=molarmass(CarbonDioxide) MW_H2O=molarmass(Water) MW_N_2=molarmass(Nitrogen) MW_O_2=molarmass(Oxygen) MW_mix=X_N_2e*MW_N_2+X_CO_2e*MW_CO_2+X_CH_4*MW_CH_4+X_C2H6*MW_C2H6+X_C3H8*MW_C3H8+X_C4H10*MW_C4H10+X_C5H12*MW_C5H12+X_C6H14*MW_C6H14 MW_CH_4=molarmass(Methane) MW_C2H6=molarmass(Ethane) MW_C3H8=molarmass(Propane) MW_C4H10=molarmass(Butene) MW_C5H12=molarmass(Isopentane) MW_C6H14=molarmass(Isohexane) CP_g=Y_CO_2*Cpg_CO_2+Y_H2O*Cpg_H2O+Y_N_2*Cpg_N_2+Y_O_2*Cpg_O_2 Cpg_CO_2=specheat(CarbonDioxide; T=T_gm; P=P_atm) Cpg_H2O=specheat(Water; T=T_gm; P=P_atm) Cpg_N_2=specheat(Nitrogen; T=T_gm; P=P_atm) Cpg_O_2=specheat(Oxygen; T=T_gm; P=P_atm) T_gm=(T_g1+T_g7)/2 {Economizador BP} m_g*Cp_g2*(T_g2-T_g1)=m_w*(h_sal2-h_ent1) Cp_g2=Y_CO_2*Cpg2_CO_2+Y_H2O*Cpg2_H2O+Y_N_2*Cpg2_N_2+Y_O_2*Cpg2_O_2 Cpg2_CO_2=specheat(CarbonDioxide; T=T_g2; P=P_atm) Cpg2_H2O=specheat(Water; T=T_g2; P=P_atm) Cpg2_N_2=specheat(Nitrogen; T=T_g2; P=P_atm) Cpg2_O_2=specheat(Oxygen; T=T_g2; P=P_atm) h_sal2=enthalpy(Water; T=T_2B; P=P_bp) h_ent1=enthalpy(Water; T=T_1; P=P_bp) {Evaporador BP} m_g*Cp_g3*(T_g3-T_g2)=m_w*(h_sal3-h_ent2) Cp_g3=Y_CO_2*Cpg3_CO_2+Y_H2O*Cpg3_H2O+Y_N_2*Cpg3_N_2+Y_O_2*Cpg3_O_2 Cpg3_CO_2=specheat(CarbonDioxide; T=T_g3; P=P_atm) Cpg3_H2O=specheat(Water; T=T_g3; P=P_atm) Cpg3_N_2=specheat(Nitrogen; T=T_g3; P=P_atm) Cpg3_O_2=specheat(Oxygen; T=T_g3; P=P_atm) h_sal3=enthalpy(Water; T=T_3B; x=1) h_ent2=h_sal2

Anexos

60

60

{Sobrecalentador BP} m_g*Cp_g4*(T_g4-T_g3)=m_w*(1-0,93)*(h_sal4-h_ent3) Cp_g4=Y_CO_2*Cpg4_CO_2+Y_H2O*Cpg4_H2O+Y_N_2*Cpg4_N_2+Y_O_2*Cpg4_O_2 Cpg4_CO_2=specheat(CarbonDioxide; T=T_g4; P=P_atm) Cpg4_H2O=specheat(Water; T=T_g4; P=P_atm) Cpg4_N_2=specheat(Nitrogen; T=T_g4; P=P_atm) Cpg4_O_2=specheat(Oxygen; T=T_g4; P=P_atm) h_sal4=enthalpy(Water; T=T_4B; P=P_bp) h_ent3=h_sal3 {Bomba BP-AP} W_b=W/eta_mec W=m_w*0,93*(H_ap-H_bp) eta_mec=0,9 H_ap=enthalpy(Water; T=T_3A; P=P_ap) H_bp=enthalpy(Water; T=T_3B; x=0) T_3A=T_3B+3 {Economizador AP} m_g*Cp_g5*(T_g5-T_g4)=m_w*0,93*(h_sal5-h_ent4) Cp_g5=Y_CO_2*Cpg5_CO_2+Y_H2O*Cpg5_H2O+Y_N_2*Cpg5_N_2+Y_O_2*Cpg5_O_2 Cpg5_CO_2=specheat(CarbonDioxide; T=T_g5; P=P_atm) Cpg5_H2O=specheat(Water; T=T_g5; P=P_atm) Cpg5_N_2=specheat(Nitrogen; T=T_g5; P=P_atm) Cpg5_O_2=specheat(Oxygen; T=T_g5; P=P_atm) {h_sal5=enthalpy(Water; T=T_4A; P=P_ap)} h_ent4=enthalpy(Water; T=T_3A; P=P_ap) {Evaporador AP} m_g*Cp_g6*(T_g6-T_g5)=m_w*0,93*(h_sal6-h_ent5) Cp_g6=Y_CO_2*Cpg6_CO_2+Y_H2O*Cpg6_H2O+Y_N_2*Cpg6_N_2+Y_O_2*Cpg6_O_2 Cpg6_CO_2=specheat(CarbonDioxide; T=T_g6; P=P_atm) Cpg6_H2O=specheat(Water; T=T_g6; P=P_atm) Cpg6_N_2=specheat(Nitrogen; T=T_g6; P=P_atm) Cpg6_O_2=specheat(Oxygen; T=T_g6; P=P_atm) h_sal6=enthalpy(Water; T=T_5A; x=1) h_ent5=h_sal5

61


{Sobrecalentador AP} m_g*Cp_g7*(T_g7-T_g6)=m_w*0,93*0,98*(h_sal7-h_ent6) Cp_g7=Y_CO_2*Cpg7_CO_2+Y_H2O*Cpg7_H2O+Y_N_2*Cpg7_N_2+Y_O_2*Cpg7_O_2 Cpg7_CO_2=specheat(CarbonDioxide; T=T_g7; P=P_atm) Cpg7_H2O=specheat(Water; T=T_g7; P=P_atm) Cpg7_N_2=specheat(Nitrogen; T=T_g7; P=P_atm) Cpg7_O_2=specheat(Oxygen; T=T_g7; P=P_atm) {h_sal7=enthalpy(Water; T=T_6A; P=P_ap)} h_ent6=h_sal6 {Ecuaciones de calor globales} Q_1=m_g*Cp_g2*(T_g2-T_g1) Q_2=m_g*Cp_g3*(T_g3-T_g2) Q_3=m_g*Cp_g4*(T_g4-T_g3) Q_4=m_g*Cp_g5*(T_g5-T_g4) Q_5=m_g*Cp_g6*(T_g6-T_g5) Q_6=m_g*Cp_g7*(T_g7-T_g6) {Comprobamos si el Cp varía mucho, para poder suponerlo constante o dependiente de la temperatura} DeltaCp=Cp_g7-Cp_g2 {Se puede suponer Cp constante, pero para una mayor exactitud de los calculos se coge el Cp del gas a la temperatura de entrada de cada zona} {Turbina AP} "datos" etaT_mec=0,95 hsal_turbinaAP=enthalpy(Water; T=T_salAP; P=P_salAP) P_salAP=3 T_salAP=330+273 W_isAP=m_w*0,93*(hsal_turbinaAP-h_sal7) W_Turbina_AP=W_isAP*etaT_mec X_AP=quality(Water; T=T_salAP; h=hsal_turbinaAP)

Anexos

62

62

{Turbina BP} "datos" P_sal=0,2 [bar] hsal_turbinaBP=2490 {kJ/kg} W_isBP=m_w*(hsal_turbinaBP-hent_BP) hent_BP=m_w*0,93*hsal_turbinaAP+m_w*(1-0,93)*h_sal4 W_TurbinaBP=W_isBP*etaT_mec T_sal=temperature(Water; P=P_sal; h=hsal_turbinaBP) X_BP=quality(Water;T=T_sal; h=hsal_turbinaBP)

63


6.3 Anexo III: Código HRSG 3 Presiones

{Inputs} {Suponemos que la turbina de gas es, según catálogo de SIEMENS, SGT-750} {DATOS} {UNIDADES} m_g=486 {kg/s} T_gases=650+273 {K} P_atm=1,01325 {bar} m_p=1,8 {kg/s} PCI=35160 {kJ/kg} {Composición gas natural} X_N_2e=3,66/100 X_CO_2e=0,52/100 X_CH_4=91,23/100 X_C2H6=3,29/100 X_C3H8=0,77/100 X_C4H10=0,34/100 X_C5H12=0,12/100 X_C6H14=0,07/100 {Composición gases de escape} {EA=0,88} X_CO_2s=4,16/100 X_H2O=8,85/100 X_N_2s=(74,3+0,88*0,79)/100 X_O_2=(11,81+0,88*0,21)/100 {HRSG} {Caudales vapor} m_w=100 {kg/s} x_ap=1-x_mp-x_bp x_mp=0,061 x_bp=0,066 m_ap=m_w*x_ap m_mp=m_w*x_mp m_bp=m_w*x_bp m_crh=m_ap m_hrh=m_crh+m_mp {Distribución bancos divididos} SC_ap1=0,5 SC_ap2=1-SC_ap1 RECA_1=0,5 RECA_2=1-RECA_1 ECO_ap1=0,5 ECO_ap2=1-ECO_ap1

Anexos

64

64

{Temperaturas de los calderines} T_3B=T_satbp T_satbp=temperature(Water; P=P_bp; x=1) AP_BP=3 T_2B=T_3B-AP_BP T_6M=T_satmp T_satmp=temperature(Water; P=P_mp; x=1) AP_MP=3 T_5M=T_6M-AP_MP T_4M=T_3B+3 T_7A=T_satap T_satap=temperature(Water; P=P_ap; x=1) AP_AP=3 T_6A=T_7A-AP_AP T_4A=T_3B+3 T_4B=325+273 {K} T_9M=567+273 {K} T_9A=567+273 {K} T_7M=350+273 T_1=65+273 {K} P_bp=6 {bar} P_mp=44 {bar} P_ap=176 {bar} T_g14=T_gases Y_CO_2=X_CO_2s*(MW_CO_2/MW_mix) Y_H2O=X_H2O*(MW_H2O/MW_mix) Y_N_2=X_N_2s*(MW_N_2/MW_mix) Y_O_2=X_O_2*(MW_O_2/MW_mix) MW_CO_2=molarmass(CarbonDioxide) MW_H2O=molarmass(Water) MW_N_2=molarmass(Nitrogen) MW_O_2=molarmass(Oxygen) MW_mix=X_N_2e*MW_N_2+X_CO_2e*MW_CO_2+X_CH_4*MW_CH_4+X_C2H6*MW_C2H6+X_C3H8*MW_C3H8+X_C4H10*MW_C4H10+X_C5H12*MW_C5H12+X_C6H14*MW_C6H14 MW_CH_4=molarmass(Methane) MW_C2H6=molarmass(Ethane) MW_C3H8=molarmass(Propane) MW_C4H10=molarmass(Butene) MW_C5H12=molarmass(Isopentane) MW_C6H14=molarmass(Isohexane) CP_g=Y_CO_2*Cpg_CO_2+Y_H2O*Cpg_H2O+Y_N_2*Cpg_N_2+Y_O_2*Cpg_O_2 Cpg_CO_2=specheat(CarbonDioxide; T=T_gm; P=P_atm) Cpg_H2O=specheat(Water; T=T_gm; P=P_atm) Cpg_N_2=specheat(Nitrogen; T=T_gm; P=P_atm) Cpg_O_2=specheat(Oxygen; T=T_gm; P=P_atm) T_gm=(T_g1+T_g14)/2

65


{Q Vapor} {HP} Q_SC_ap=m_ap*(H_SC_aps-H_SC_ape) H_SC_ape=enthalpy(Water; P=P_ap; x=1) H_SC_aps=enthalpy(Water; P=P_ap; T=T_9A) Q_SC_ap1=Q_SC_ap*SC_ap1 Q_SC_ap2=Q_SC_ap*SC_ap2 Q_SC_ap2=m_ap*(H_SC_aps-H_SC_api) H_SC_api=enthalpy(Water; P=P_ap; T=T_8A) Q_EVA_ap=m_ap*(H_EVA_aps-H_EVA_ape) H_EVA_ape=enthalpy(Water; P=P_ap; T=T_6A) H_EVA_aps=H_SC_ape Q_ECO_ap=m_ap*(H_ECO_aps-H_ECO_ape) H_ECO_ape=enthalpy(Water; P=P_ap; T=T_4A) H_ECO_aps=H_EVA_ape Q_ECO_ap1=Q_ECO_ap*ECO_ap1 Q_ECO_ap2=Q_ECO_ap*ECO_ap2 Q_ECO_ap2=m_ap*(H_ECO_aps-H_ECO_api) H_ECO_api=enthalpy(Water; P=P_ap; T=T_5A) {MP} Q_SC_mp=m_mp*(H_SC_mps-H_SC_mpe) H_SC_mpe=enthalpy(Water; P=P_mp; x=1) H_SC_mps=enthalpy(Water; P=P_mp; T=T_7M) Q_EVA_mp=m_mp*(H_EVA_mps-H_EVA_mpe) H_EVA_mpe=enthalpy(Water; P=P_mp; T=T_5M) H_EVA_mps=H_SC_mpe Q_ECO_mp=m_mp*(H_ECO_mps-H_ECO_mpe) H_ECO_mpe=enthalpy(Water; P=P_mp; T=T_4M) H_ECO_mps=H_EVA_mpe

Anexos

66

66

{BP} Q_SC_bp=m_bp*(H_SC_bps-H_SC_bpe) H_SC_bpe=enthalpy(Water; P=P_bp; x=1) H_SC_bps=enthalpy(Water; P=P_bp; T=T_4B) Q_EVA_bp=m_bp*(H_EVA_bps-H_EVA_bpe) H_EVA_bpe=enthalpy(Water; P=P_bp; T=T_2B) H_EVA_bps=H_SC_bpe Q_ECO_bp=m_w*(H_ECO_bps-H_ECO_bpe) H_ECO_bpe=enthalpy(Water; P=P_bp; T=T_1) H_ECO_bps=H_EVA_bpe {RECA} Q_RECA=m_hrh*(H_RECA_s-H_RECA_e) H_RECA_e=enthalpy(Water; P=P_mp; T=T_7M) H_RECA_s=enthalpy(Water; P=P_mp; T=T_9M) Q_RECA_1=Q_RECA*RECA_1 Q_RECA_2=Q_RECA*RECA_2 Q_RECA_2=m_hrh*(H_RECA_s-H_RECA_i) H_RECA_i=enthalpy(Water; P=P_mp; T=T_8M) {Q Gas} Q_SC_ap2=m_g*Cpg14_N_2*(T_g14-T_g13) {Cp_g14=X_CO_2s*Cpg14_CO_2+X_H2O*Cpg14_H2O+X_N_2s*Cpg14_N_2+X_O_2*Cpg14_O_2 Cpg14_CO_2=specheat(CarbonDioxide; T=T_g14; P=P_atm) Cpg14_H2O=specheat(Water; T=T_g14; P=P_atm)} Cpg14_N_2=specheat(Nitrogen; T=T_g14; P=P_atm) {Cpg14_O_2=specheat(Oxygen; T=T_g14; P=P_atm)} m_p*PCI=(m_g+m_p)*Cpg13_N_2*(T_g13p-T_g13) {Cp_g13=X_CO_2s*Cpg13_CO_2+X_H2O*Cpg13_H2O+X_N_2s*Cpg13_N_2+X_O_2*Cpg13_O_2 Cpg13_CO_2=specheat(CarbonDioxide; T=T_g13; P=P_atm) Cpg13_H2O=specheat(Water; T=T_g13; P=P_atm)} Cpg13_N_2=specheat(Nitrogen; T=T_g13; P=P_atm) {Cpg13_O_2=specheat(Oxygen; T=T_g13; P=P_atm)}

67


Q_RECA_2=(m_g+m_p)*Cpg13p_N_2*(T_g13p-T_g12) {Cp_g13p=X_CO_2s*Cpg13p_CO_2+X_H2O*Cpg13p_H2O+X_N_2s*Cpg13p_N_2+X_O_2*Cpg13p_O_2 Cpg13p_CO_2=specheat(CarbonDioxide; T=T_g13p; P=P_atm) Cpg13p_H2O=specheat(Water; T=T_g13p; P=P_atm)} Cpg13p_N_2=specheat(Nitrogen; T=T_g13p; P=P_atm) {Cpg13p_O_2=specheat(Oxygen; T=T_g13p; P=P_atm)} Q_RECA_1=(m_g+m_p)*Cpg12_N_2*(T_g12-T_g11) {Cp_g12=X_CO_2s*Cpg12_CO_2+X_H2O*Cpg12_H2O+X_N_2s*Cpg12_N_2+X_O_2*Cpg12_O_2 Cpg12_CO_2=specheat(CarbonDioxide; T=T_g12; P=P_atm) Cpg12_H2O=specheat(Water; T=T_g12; P=P_atm)} Cpg12_N_2=specheat(Nitrogen; T=T_g12; P=P_atm) {Cpg12_O_2=specheat(Oxygen; T=T_g12; P=P_atm)} Q_SC_ap1=(m_g+m_p)*Cpg11_N_2*(T_g11-T_g10) {Cp_g11=X_CO_2s*Cpg11_CO_2+X_H2O*Cpg11_H2O+X_N_2s*Cpg11_N_2+X_O_2*Cpg11_O_2 Cpg11_CO_2=specheat(CarbonDioxide; T=T_g11; P=P_atm) Cpg11_H2O=specheat(Water; T=T_g11; P=P_atm)} Cpg11_N_2=specheat(Nitrogen; T=T_g11; P=P_atm) {Cpg11_O_2=specheat(Oxygen; T=T_g11; P=P_atm)} Q_EVA_ap=(m_g+m_p)*Cpg10_N_2*(T_g10-T_g9) {Cp_g10=X_CO_2s*Cpg10_CO_2+X_H2O*Cpg10_H2O+X_N_2s*Cpg10_N_2+X_O_2*Cpg10_O_2 Cpg10_CO_2=specheat(CarbonDioxide; T=T_g10; P=P_atm) Cpg10_H2O=specheat(Water; T=T_g10; P=P_atm)} Cpg10_N_2=specheat(Nitrogen; T=T_g10; P=P_atm) {Cpg10_O_2=specheat(Oxygen; T=T_g10; P=P_atm)} Q_SC_mp=(m_g+m_p)*Cpg9_N_2*(T_g9-T_g8) {Cp_g9=Y_CO_2*Cpg9_CO_2+Y_H2O*Cpg9_H2O+Y_N_2*Cpg9_N_2+Y_O_2*Cpg9_O_2 Cpg9_CO_2=specheat(CarbonDioxide; T=T_g9; P=P_atm) Cpg9_H2O=specheat(Water; T=T_g9; P=P_atm)} Cpg9_N_2=specheat(Nitrogen; T=T_g9; P=P_atm) {Cpg9_O_2=specheat(Oxygen; T=T_g9; P=P_atm)} Q_SC_bp=(m_g+m_p)*Cpg8_N_2*(T_g8-T_g7) {Cp_g8=Y_CO_2*Cpg8_CO_2+Y_H2O*Cpg8_H2O+Y_N_2*Cpg8_N_2+Y_O_2*Cpg8_O_2 Cpg8_CO_2=specheat(CarbonDioxide; T=T_g8; P=P_atm) Cpg8_H2O=specheat(Water; T=T_g8; P=P_atm)} Cpg8_N_2=specheat(Nitrogen; T=T_g8; P=P_atm) {Cpg8_O_2=specheat(Oxygen; T=T_g8; P=P_atm)}

Anexos

68

68

Q_ECO_ap2=(m_g+m_p)*Cpg7_N_2*(T_g7-T_g6) {Cp_g7=Y_CO_2*Cpg7_CO_2+Y_H2O*Cpg7_H2O+Y_N_2*Cpg7_N_2+Y_O_2*Cpg7_O_2 Cpg7_CO_2=specheat(CarbonDioxide; T=T_g7; P=P_atm) Cpg7_H2O=specheat(Water; T=T_g7; P=P_atm)} Cpg7_N_2=specheat(Nitrogen; T=T_g7; P=P_atm) {Cpg7_O_2=specheat(Oxygen; T=T_g7; P=P_atm)} Q_EVA_mp=(m_g+M_p)*Cpg6_N_2*(T_g6-T_g5) {Cp_g6=Y_CO_2*Cpg6_CO_2+Y_H2O*Cpg6_H2O+Y_N_2*Cpg6_N_2+Y_O_2*Cpg6_O_2 Cpg6_CO_2=specheat(CarbonDioxide; T=T_g6; P=P_atm) Cpg6_H2O=specheat(Water; T=T_g6; P=P_atm)} Cpg6_N_2=specheat(Nitrogen; T=T_g6; P=P_atm) {Cpg6_O_2=specheat(Oxygen; T=T_g6; P=P_atm)} Q_ECO_mp=(m_g+m_p)*Cpg5_N_2*(T_g5-T_g4) {Cp_g5=Y_CO_2*Cpg5_CO_2+Y_H2O*Cpg5_H2O+Y_N_2*Cpg5_N_2+Y_O_2*Cpg5_O_2 Cpg5_CO_2=specheat(CarbonDioxide; T=T_g5; P=P_atm) Cpg5_H2O=specheat(Water; T=T_g5; P=P_atm)} Cpg5_N_2=specheat(Nitrogen; T=T_g5; P=P_atm) {Cpg5_O_2=specheat(Oxygen; T=T_g5; P=P_atm)} Q_ECO_ap1=(m_g+M_p)*Cpg4_N_2*(T_g4-T_g3) {Cp_g4=Y_CO_2*Cpg4_CO_2+Y_H2O*Cpg4_H2O+Y_N_2*Cpg4_N_2+Y_O_2*Cpg4_O_2 Cpg4_CO_2=specheat(CarbonDioxide; T=T_g4; P=P_atm) Cpg4_H2O=specheat(Water; T=T_g4; P=P_atm)} Cpg4_N_2=specheat(Nitrogen; T=T_g4; P=P_atm) {Cpg4_O_2=specheat(Oxygen; T=T_g4; P=P_atm)} Q_EVA_bp=(m_g+m_p)*Cpg3_N_2*(T_g3-T_g2) {Cp_g3=Y_CO_2*Cpg3_CO_2+Y_H2O*Cpg3_H2O+Y_N_2*Cpg3_N_2+Y_O_2*Cpg3_O_2 Cpg3_CO_2=specheat(CarbonDioxide; T=T_g3; P=P_atm) Cpg3_H2O=specheat(Water; T=T_g3; P=P_atm)} Cpg3_N_2=specheat(Nitrogen; T=T_g3; P=P_atm) {Cpg3_O_2=specheat(Oxygen; T=T_g3; P=P_atm)} Q_ECO_bp=(m_g+m_p)*Cpg2_N_2*(T_g2-T_g1) {Cp_g2=Y_CO_2*Cpg2_CO_2+Y_H2O*Cpg2_H2O+Y_N_2*Cpg2_N_2+Y_O_2*Cpg2_O_2 Cpg2_CO_2=specheat(CarbonDioxide; T=T_g2; P=P_atm) Cpg2_H2O=specheat(Water; T=T_g2; P=P_atm)} Cpg2_N_2=specheat(Nitrogen; T=T_g2; P=P_atm) {Cpg2_O_2=specheat(Oxygen; T=T_g2; P=P_atm)}

69


{Cálculo de áreas} Q_SC_ap2=U_SC*10^(-3)*A_SC_ap2*F_SC_ap2*DTLM_SC_ap2 DTLM_SC_ap2=(dtc_scap2-dtf_scap2)/ln(dtc_scap2/dtf_scap2) dtc_scap2=T_g14-T_9A dtf_scap2=T_g13-T_8A F_SC_ap2=lmtd_cf('crossflow_both_unmixed'; P_scap2; R_scap2) P_scap2=(T_9A-T_8A)/(T_g14-T_8A) R_scap2=(T_g14-T_g13)/(T_9A-T_8A) U_SC=45 Q_RECA_2=U_SC*10^(-3)*A_RECA_2*F_RECA_2*DTLM_RECA_2 DTLM_RECA_2=(dtc_reca2-dtf_reca2)/ln(dtc_reca2/dtf_reca2) dtc_reca2=T_g13p-T_9M dtf_reca2=T_g12-T_8M F_RECA_2=lmtd_cf('crossflow_both_unmixed'; P_reca2; R_reca2) P_reca2=(T_9M-T_8M)/(T_g13p-T_8M) R_reca2=(T_g13p-T_g12)/(T_9M-T_8M) Q_RECA_1=U_SC*10^(-3)*A_RECA_1*F_RECA_1*DTLM_RECA_1 DTLM_RECA_1=(dtc_reca1-dtf_reca1)/ln(dtc_reca1/dtf_reca1) dtc_reca1=T_g12-T_8M dtf_reca1=T_g11-T_7M F_RECA_1=lmtd_cf('crossflow_both_unmixed'; P_reca1; R_reca1) P_reca1=(T_8M-T_7M)/(T_g12-T_7M) R_reca1=(T_g12-T_g11)/(T_8M-T_7M) Q_SC_ap1=U_SC*10^(-3)*A_SC_ap1*F_SC_ap1*DTLM_SC_ap1 DTLM_SC_ap1=(dtc_scap1-dtf_scap1)/ln(dtc_scap1/dtf_scap1) dtc_scap1=T_g11-T_8A dtf_scap1=T_g10-T_7A F_SC_ap1=lmtd_cf('crossflow_both_unmixed'; P_scap1; R_scap1) P_scap1=(T_8A-T_7A)/(T_g11-T_7A) R_scap1=(T_g11-T_g10)/(T_8A-T_7A)

Anexos

70

70

Q_EVA_ap=U_EVA*10^(-3)*A_EVA_ap*F_EVA_ap*DTLM_EVA_ap DTLM_EVA_ap=(dtc_evap-dtf_evap)/ln(dtc_evap/dtf_evap) dtc_evap=T_g10-T_7A dtf_evap=T_g9-T_6A F_EVA_ap=1 U_EVA=50 Q_SC_mp=U_SC*10^(-3)*A_SC_mp*F_SC_mp*DTLM_SC_mp DTLM_SC_mp=(dtc_scmp-dtf_scmp)/ln(dtc_scmp/dtf_scmp) dtc_scmp=T_g9-T_7M dtf_scmp=T_g8-T_6M F_SC_mp=lmtd_cf('crossflow_both_unmixed'; P_scmp; R_scmp) P_scmp=(T_7M-T_6M)/(T_g9-T_6M) {R_scmp=(T_g9-T_g8)/(T_7M-T_6M)} R_scmp=0,2 Q_SC_bp=U_SC*10^(-3)*A_SC_bp*F_SC_bp*DTLM_SC_bp DTLM_SC_bp=(dtc_scbp-dtf_scbp)/ln(dtc_scbp/dtf_scbp) dtc_scbp=T_g8-T_4B dtf_scbp=T_g7-T_3B F_SC_bp=lmtd_cf('crossflow_both_unmixed'; P_scbp; R_scbp) P_scbp=(T_4B-T_3B)/(T_g8-T_3B) {R_scbp=(T_g8-T_g7)/(T_4B-T_3B)} R_scbp=0,2 Q_ECO_ap2=U_ECO*10^(-3)*A_ECO_ap2*F_ECO_ap2*DTLM_ECO_ap2 DTLM_ECO_ap2=(dtc_ecoap2-dtf_ecoap2)/ln(dtc_ecoap2/dtf_ecoap2) dtc_ecoap2=T_g7-T_6A dtf_ecoap2=T_g6-T_5A F_ECO_ap2=lmtd_cf('crossflow_both_unmixed'; P_ecoap2; R_ecoap2) P_ecoap2=(T_6A-T_5A)/(T_g7-T_5A) R_ecoap2=(T_g7-T_g6)/(T_6A-T_5A) U_ECO=40

71


Q_EVA_mp=U_EVA*10^(-3)*A_EVA_mp*F_EVA_mp*DTLM_EVA_mp DTLM_EVA_mp=(dtc_evmp-dtf_evmp)/ln(dtc_evmp/dtf_evmp) dtc_evmp=T_g6-T_6M dtf_evmp=T_g5-T_5M F_EVA_mp=1 Q_ECO_mp=U_ECO*10^(-3)*A_ECO_mp*F_ECO_mp*DTLM_ECO_mp DTLM_ECO_mp=(dtc_ecomp-dtf_ecomp)/ln(dtc_ecomp/dtf_ecomp) dtc_ecomp=T_g5-T_5M dtf_ecomp=T_g4-T_4M F_ECO_mp=lmtd_cf('crossflow_both_unmixed'; P_ecomp; R_ecomp) P_ecomp=(T_5M-T_4M)/(T_g5-T_4M) {R_ecomp=(T_g5-T_g4)/(T_5M-T_4M)} R_ecomp=0,2 Q_ECO_ap1=U_ECO*10^(-3)*A_ECO_ap1*F_ECO_ap1*DTLM_ECO_ap1 DTLM_ECO_ap1=(dtc_ecoap1-dtf_ecoap1)/ln(dtc_ecoap1/dtf_ecoap1) dtc_ecoap1=T_g4-T_5A dtf_ecoap1=T_g3-T_4A F_ECO_ap1=lmtd_cf('crossflow_both_unmixed'; P_ecoap1; R_ecoap1) {P_ecoap1=(T_5A-T_4A)/(T_g4-T_4A)} P_ecoap1=0,877 R_ecoap1=(T_g4-T_g3)/(T_5A-T_4A) Q_EVA_bp=U_EVA*10^(-3)*A_EVA_bp*F_EVA_bp*DTLM_EVA_bp DTLM_EVA_bp=(dtc_evbp-dtf_evbp)/ln(dtc_evbp/dtf_evbp) dtc_evbp=T_g3-T_3B dtf_evbp=T_g2-T_2B F_EVA_bp=1

Anexos

72

72

Q_ECO_bp=U_ECO*10^(-3)*A_ECO_bp*F_ECO_bp*DTLM_ECO_bp DTLM_ECO_bp=(dtc_ecobp-dtf_ecobp)/ln(dtc_ecobp/dtf_ecobp) dtc_ecobp=T_g2-T_2B dtf_ecobp=T_g1-T_1 F_ECO_bp=lmtd_cf('crossflow_both_unmixed'; P_ecobp; R_ecobp) P_ecobp=(T_2B-T_1)/(T_g2-T_1) R_ecobp=(T_g2-T_g1)/(T_2B-T_1) {Bomba BP-AP} W_bap=W_ap/eta_mec W_ap=(m_ap/rho_AP*((P_ap-P_bp)*10^5))/1000 eta_mec=0,75 rho_AP=density(water; P=P_bp; x=0) {Bomba BP-MP} W_bmp=W_mp/eta_mec W_mp=(m_mp/rho_MP*((P_mp-P_bp)*10^5))/1000 rho_MP=density(Water; P=P_bp; x=0) {Turbina AP} "datos" hsal_turbinaAP=enthalpy(Water; T=T_salAP; P=P_salAP) P_salAP=44 T_salAP=354+273 W_Turbina_AP=m_ap*(hsal_turbinaAP-H_SC_aps) W_isAP=W_Turbina_AP/etaTap_mec W_isAP=m_ap*(Hs_ap-H_SC_aps) Hs_ap=enthalpy(Water; P=P_mp; s=S_AP) S_AP=entropy(Water; P=P_AP; T=T_9A) X_T_AP=quality(Water; T=T_salAP; h=hsal_turbinaAP)

73


{Turbina MP} "datos" hsal_turbinaMP=enthalpy(Water; T=T_salMP; P=P_salMP) P_salMP=6 T_salMP=330+273 W_Turbina_MP=m_hrh*(hsal_turbinaMP-H_RECA_s) W_isMP=W_Turbina_MP/etaTmp_mec W_isMP=m_hrh*(Hs_mp-H_RECA_s) Hs_mp=enthalpy(Water; P=P_bp; s=S_MP) S_MP=entropy(Water; P=P_mp; T=T_9M) X_T_MP=quality(Water; T=T_salMP; h=hsal_turbinaMP) {Turbina BP} "datos" hsal_turbinaBP=2490 P_salBP=0,2 W_Turbina_BP=m_w*(hsal_turbinaBP-H_SC_bps) W_isBP=W_Turbina_BP/etaTbp_mec W_isBP=m_w*(Hs_bp-H_SC_bps) Hs_bp=enthalpy(Water; P=0,2; s=S_BP) S_BP=entropy(Water; P=P_bp; T=T_4B) X_T_BP=quality(Water; P=P_salBP; h=hsal_turbinaBP) {Calor disipado en ACC} Q_ACC=m_w*(Hsal_turbinaBP-H_sat) H_sat=enthalpy(Water; P=P_salBP; x=0) {Bomba Condensado} W_bcond=W_cond/eta_mec W_cond=(m_w/rho_cond*((P_bp-P_salBP)*10^5))/1000 rho_cond=density(Water; P=P_salBP; H=H_sat)

Anexos

74

74

6.4 Anexo IV: Costes

{-----------------EVALUACIÓN FINANCIERA-----------------} A_HRSG=A_SC_ap2+A_RECA_2+A_RECA_1+A_SC_ap1+A_EVA_ap+A_SC_mp+A_SC_bp+A_ECO_ap2+A_EVA_mp+A_ECO_mp+A_ECO_ap1+A_EVA_bp+A_ECO_bp CEPCI_2016=541,7 CEPCI_2017=566,6 W_TV=(W_Turbina_AP+W_Turbina_MP+W_Turbina_BP)/1000 W_TG=-221 -POTENCIA=(W_TV+W_TG)+(((W_bap+W_bmp+W_bcond)/1000)+0,05*(W_TV+W_TG)) {COSTES} C_TG=(43618421,05*(CEPCI_2017/CEPCI_2016))/1000000 C_HRSG=(13500000*(CEPCI_2017/CEPCI_2016))/1000000 C_TV=(24068767,91*(CEPCI_2017/CEPCI_2016))/1000000 C_ACC=(27010344,83*(CEPCI_2017/CEPCI_2016))/1000000 C_BCOND=(32775*(CEPCI_2017/CEPCI_2016))/1000000 C_APMP=(790007,14*(CEPCI_2017/CEPCI_2016))/1000000 C_A_AireComprimido=(0,417*500000*(CEPCI_2017/CEPCI_2016))/1000000 C_A_TratamientoAguayEfluentes=(0,417*10000000*(CEPCI_2017/CEPCI_2016))/1000000 C_A_ProtecciónContraIncendios=(0,417*2000000*(CEPCI_2017/CEPCI_2016))/1000000 C_A_DosificaciónQuímica=(0,417*500000*(CEPCI_2017/CEPCI_2016))/1000000 C_A_ERM=(0,417*400000*(CEPCI_2017/CEPCI_2016))/1000000 C_A_RefrigeraciónAuxi=(0,417*3000000*(CEPCI_2017/CEPCI_2016))/1000000 C_A_Tanques=(0,417*1000000*(CEPCI_2017/CEPCI_2016))/1000000 C_A_Climatización=(0,417*750000*(CEPCI_2017/CEPCI_2016))/1000000 C_MontajeMecánico=(0,417*50000000*(CEPCI_2017/CEPCI_2016))/1000000 C_Subestación=(0,417*15000000*(CEPCI_2017/CEPCI_2016))/1000000 C_TrafoPrincipal=(12000000*(CEPCI_2017/CEPCI_2016))/1000000 C_TrafoAuxi=(0,417*2000000*(CEPCI_2017/CEPCI_2016))/1000000 C_TrafoDist=(0,417*1000000*(CEPCI_2017/CEPCI_2016))/1000000 C_BarrasFaseAis=(0,417*600000*(CEPCI_2017/CEPCI_2016))/1000000 C_InfraMT=(0,417*5500000*(CEPCI_2017/CEPCI_2016))/1000000 C_InfraBT=(0,417*3000000*(CEPCI_2017/CEPCI_2016))/1000000 C_InterrupGen=(0,417*1500000*(CEPCI_2017/CEPCI_2016))/1000000 C_EqMedProd=(0,417*1000000*(CEPCI_2017/CEPCI_2016))/1000000 C_GenEmer=(0,417*500000*(CEPCI_2017/CEPCI_2016))/1000000 C_SistemaDC=(0,417*500000*(CEPCI_2017/CEPCI_2016))/1000000 C_MontajeElec=(0,417*10000000*(CEPCI_2017/CEPCI_2016))/1000000 C_DCS=(0,417*1500000*(CEPCI_2017/CEPCI_2016))/1000000 C_SistComu=(0,417*500000*(CEPCI_2017/CEPCI_2016))/1000000 C_Instru=(0,417*1000000*(CEPCI_2017/CEPCI_2016))/1000000 C_ValvCon=(0,417*2000000*(CEPCI_2017/CEPCI_2016))/1000000 C_AuxiI&C=(0,417*1500000*(CEPCI_2017/CEPCI_2016))/1000000 C_MontajeI&C=(0,417*15000000*(CEPCI_2017/CEPCI_2016))/1000000 C_OCBOP=(0,417*40000000*(CEPCI_2017/CEPCI_2016))/1000000 C_SistMV=(401146,13*(CEPCI_2017/CEPCI_2016))/1000000 C_SistME=(872368,42*(CEPCI_2017/CEPCI_2016))/1000000

75


C_I=(C_TG+C_HRSG+C_TV+C_ACC+C_BCOND+C_APMP+C_A_AireComprimido+C_A_TratamientoAguayEfluentes+C_A_ProtecciónContraIncendios+C_A_DosificaciónQuímica+C_A_ERM+C_A_RefrigeraciónAuxi+C_A_Tanques+C_A_Climatización+C_MontajeMecánico+C_Subestación+C_TrafoPrincipal+C_TrafoAuxi+C_TrafoDist+C_BarrasFaseAis+C_InfraMT+C_InfraBT+C_InterrupGen+C_EqMedProd+C_GenEmer+C_SistemaDC+C_MontajeElec+C_DCS+C_SistComu+C_Instru+C_ValvCon+C_AuxiI&C+C_MontajeI&C+C_OCBOP+C_SistMV+C_SistME+C_CapitalCirculante+C_Terreno) Anualidad=P*((i*(1+i)^(n+j))/(((1+i)^n)-1)) i=0,07 n=8 j=2 P=C_I*0,8 C_O&M=0,025*C_I+0,1*C_I C_Combustible=(0,3*22,4/18,2*(15,3+m_p)*3600*5000)/1000000 V_Util=30 Producción=POTENCIA*8000 LCOE=((C_I-D+C_O&M-VR)*1000000)/(Producción*1000) D=(C_I-VR)/T_D VR=0,1*C_I T_D=10 C_Terreno=0,05*C_I C_1eraño=P C_2doaño=0,2*C_I C_CapitalCirculante=C_O&M/12 C_Producción=C_MateriasPrimas+C_O&M C_MateriasPrimas=C_Combustible+C_Agua C_Agua=(0,5/1000*m_w*0,1)/1000000 Deuda=D+Anualidad P_Electricidad=(Z*Potencia*1000*5000)/1000000 { Z=0,15}

Anexos

76

76

P_Electricidad3=P_Electricidad*1,03 P_Electricidad4=P_Electricidad3*1,03 P_Electricidad5=P_Electricidad4*1,03 P_Electricidad6=P_Electricidad5*1,03 P_Electricidad7=P_Electricidad6*1,03 P_Electricidad8=P_Electricidad7*1,03 P_Electricidad9=P_Electricidad8*1,03 P_Electricidad10=P_Electricidad9*1,03 P_Electricidad11=P_Electricidad10*1,03 P_Electricidad12=P_Electricidad11*1,03 P_Electricidad13=P_Electricidad12*1,03 P_Electricidad14=P_Electricidad13*1,03 P_Electricidad15=P_Electricidad14*1,03 P_Electricidad16=P_Electricidad15*1,03 P_Electricidad17=P_Electricidad16*1,03 P_Electricidad18=P_Electricidad17*1,03 P_Electricidad19=P_Electricidad18*1,03 P_Electricidad20=P_Electricidad19*1,03 P_Electricidad21=P_Electricidad20*1,03 P_Electricidad22=P_Electricidad21*1,03 P_Electricidad23=P_Electricidad22*1,03 P_Electricidad24=P_Electricidad23*1,03 P_Electricidad25=P_Electricidad24*1,03 P_Electricidad26=P_Electricidad25*1,03 P_Electricidad27=P_Electricidad26*1,03 P_Electricidad28=P_Electricidad27*1,03 P_Electricidad29=P_Electricidad28*1,03 P_Electricidad30=P_Electricidad29*1,03 P_Electricidad31=P_Electricidad30*1,03 P_Electricidad32=P_Electricidad31*1,03 {BAI} {Año 0} {Año 1} {Año 2} {Año 3} BAI_3=P_Electricidad3-C_Producción-Deuda {Año 4} BAI_4=P_Electricidad4-C_Producción-Deuda {Año 5} BAI_5=P_Electricidad5-C_Producción-Deuda {Año 6} BAI_6=P_Electricidad6-C_Producción-Deuda {Año 7} BAI_7=P_Electricidad7-C_Producción-Deuda {Año 8} BAI_8=P_Electricidad8-C_Producción-Deuda {Año 9} BAI_9=P_Electricidad9-C_Producción-Deuda {Año 10} BAI_10=P_Electricidad10-C_Producción-Deuda {Año 11} BAI_11=P_Electricidad11-C_Producción-D {Año 12} BAI_12=P_Electricidad12-C_Producción-D {Año 13} BAI_13=P_Electricidad13-C_Producción {Año 14} BAI_14=P_Electricidad14-C_Producción {Año 15} BAI_15=P_Electricidad15-C_Producción {Año 16} BAI_16=P_Electricidad16-C_Producción {Año 17} BAI_17=P_Electricidad17-C_Producción {Año 18} BAI_18=P_Electricidad18-C_Producción {Año 19} BAI_19=P_Electricidad19-C_Producción {Año 20} BAI_20=P_Electricidad20-C_Producción {Año 21} BAI_21=P_Electricidad21-C_Producción

77


{Año 22} BAI_22=P_Electricidad22-C_Producción {Año 23} BAI_23=P_Electricidad23-C_Producción {Año 24} BAI_24=P_Electricidad24-C_Producción {Año 25} BAI_25=P_Electricidad25-C_Producción {Año 26} BAI_26=P_Electricidad26-C_Producción {Año 27} BAI_27=P_Electricidad27-C_Producción {Año 28} BAI_28=P_Electricidad28-C_Producción {Año 29} BAI_29=P_Electricidad29-C_Producción {Año 30} BAI_30=P_Electricidad30-C_Producción {Año 31} BAI_31=P_Electricidad31-C_Producción {Año 32} BAI_32=P_Electricidad32-C_Producción {Impuestos} {Año 0} {Año 1} {Año 2} {Año 3} Impuestos_3=BAI_3*t {Año 4} Impuestos_4=BAI_4*t {Año 5} Impuestos_5=BAI_5*t {Año 6} Impuestos_6=BAI_6*t {Año 7} Impuestos_7=BAI_7*t {Año 8} Impuestos_8=BAI_8*t {Año 9} Impuestos_9=BAI_9*t {Año 10} Impuestos_10=BAI_10*t {Año 11} Impuestos_11=BAI_11*t {Año 12} Impuestos_12=BAI_12*t {Año 13} Impuestos_13=BAI_13*t {Año 14} Impuestos_14=BAI_14*t {Año 15} Impuestos_15=BAI_15*t {Año 16} Impuestos_16=BAI_16*t {Año 17} Impuestos_17=BAI_17*t {Año 18} Impuestos_18=BAI_18*t {Año 19} Impuestos_19=BAI_19*t {Año 20} Impuestos_20=BAI_20*t {Año 21} Impuestos_21=BAI_21*t {Año 22} Impuestos_22=BAI_22*t {Año 23} Impuestos_23=BAI_23*t {Año 24} Impuestos_24=BAI_24*t {Año 25} Impuestos_25=BAI_25*t {Año 26} Impuestos_26=BAI_26*t {Año 27} Impuestos_27=BAI_27*t {Año 28} Impuestos_28=BAI_28*t {Año 29} Impuestos_29=BAI_29*t {Año 30} Impuestos_30=BAI_30*t {Año 31} Impuestos_31=BAI_31*t {Año 32} Impuestos_32=BAI_32*t t=0,35

Anexos

78

78

{BDI} {Año 0} {Año 1} {Año 2} {Año 3} BDI_3=BAI_3-Impuestos_3 {Año 4} BDI_4=BAI_4-Impuestos_4 {Año 5} BDI_5=BAI_5-Impuestos_5 {Año 6} BDI_6=BAI_6-Impuestos_6 {Año 7} BDI_7=BAI_7-Impuestos_7 {Año 8} BDI_8=BAI_8-Impuestos_8 {Año 9} BDI_9=BAI_9-Impuestos_9 {Año 10} BDI_10=BAI_10-Impuestos_10 {Año 11} BDI_11=BAI_11-Impuestos_11 {Año 12} BDI_12=BAI_12-Impuestos_12 {Año 13} BDI_13=BAI_13-Impuestos_13 {Año 14} BDI_14=BAI_14-Impuestos_14 {Año 15} BDI_15=BAI_15-Impuestos_15 {Año 16} BDI_16=BAI_16-Impuestos_16 {Año 17} BDI_17=BAI_17-Impuestos_17 {Año 18} BDI_18=BAI_18-Impuestos_18 {Año 19} BDI_19=BAI_19-Impuestos_19 {Año 20} BDI_20=BAI_20-Impuestos_20 {Año 21} BDI_21=BAI_21-Impuestos_21 {Año 22} BDI_22=BAI_22-Impuestos_22 {Año 23} BDI_23=BAI_23-Impuestos_23 {Año 24} BDI_24=BAI_24-Impuestos_24 {Año 25} BDI_25=BAI_25-Impuestos_25 {Año 26} BDI_26=BAI_26-Impuestos_26 {Año 27} BDI_27=BAI_27-Impuestos_27 {Año 28} BDI_28=BAI_28-Impuestos_28 {Año 29} BDI_29=BAI_29-Impuestos_29 {Año 30} BDI_30=BAI_30-Impuestos_30 {Año 31} BDI_31=BAI_31-Impuestos_31 {Año 32} BDI_32=BAI_32-Impuestos_32 {FNC} {Año 0} FNC_0=-C_Terreno {Año 1} FNC_1=-P {Año 2} FNC_2=-0,2*C_I {Año 3} FNC_3=BDI_3+Deuda-Impuestos_3 {Año 4} FNC_4=BDI_4+Deuda-Impuestos_4 {Año 5} FNC_5=BDI_5+Deuda-Impuestos_5 {Año 6} FNC_6=BDI_6+Deuda-Impuestos_6 {Año 7} FNC_7=BDI_7+Deuda-Impuestos_7 {Año 8} FNC_8=BDI_8+Deuda-Impuestos_8 {Año 9} FNC_9=BDI_9+Deuda-Impuestos_9 {Año 10} FNC_10=BDI_10+Deuda-Impuestos_10 {Año 11} FNC_11=BDI_11+Deuda-Impuestos_11 {Año 12} FNC_12=BDI_12+Deuda-Impuestos_12 {Año 13} FNC_13=BDI_13-Impuestos_13 {Año 14} FNC_14=BDI_14-Impuestos_14 {Año 15} FNC_15=BDI_15-Impuestos_15 {Año 16} FNC_16=BDI_16-Impuestos_16 {Año 17} FNC_17=BDI_17-Impuestos_17 {Año 18} FNC_18=BDI_18-Impuestos_18 {Año 19} FNC_19=BDI_19-Impuestos_19 {Año 20} FNC_20=BDI_20-Impuestos_20

79


{Año 21} FNC_21=BDI_21-Impuestos_21 {Año 22} FNC_22=BDI_22-Impuestos_22 {Año 23} FNC_23=BDI_23-Impuestos_23 {Año 24} FNC_24=BDI_24-Impuestos_24 {Año 25} FNC_25=BDI_25-Impuestos_25 {Año 26} FNC_26=BDI_26-Impuestos_26 {Año 27} FNC_27=BDI_27-Impuestos_27 {Año 28} FNC_28=BDI_28-Impuestos_28 {Año 29} FNC_29=BDI_29-Impuestos_29 {Año 30} FNC_30=BDI_30-Impuestos_30 {Año 31} FNC_31=BDI_31-Impuestos_31 {Año 32} FNC_32=BDI_32-Impuestos_32+C_Terreno+C_CapitalCirculante+VR {FNCA} {Año 0} FNCA_0=FNC_0/((1+K_min)^0) {Año 1} FNCA_1=FNC_1/((1+K_min)^1) {Año 2} FNCA_2=FNC_2/((1+K_min)^2) {Año 3} FNCA_3=FNC_3/((1+K_min)^3) {Año 4} FNCA_4=FNC_4/((1+K_min)^4) {Año 5} FNCA_5=FNC_5/((1+K_min)^5) {Año 6} FNCA_6=FNC_6/((1+K_min)^6) {Año 7} FNCA_7=FNC_7/((1+K_min)^7) {Año 8} FNCA_8=FNC_8/((1+K_min)^8) {Año 9} FNCA_9=FNC_9/((1+K_min)^9) {Año 10} FNCA_10=FNC_10/((1+K_min)^10) {Año 11} FNCA_11=FNC_11/((1+K_min)^11) {Año 12} FNCA_12=FNC_12/((1+K_min)^12) {Año 13} FNCA_13=FNC_13/((1+K_min)^13) {Año 14} FNCA_14=FNC_14/((1+K_min)^14) {Año 15} FNCA_15=FNC_15/((1+K_min)^15) {Año 16} FNCA_16=FNC_16/((1+K_min)^16) {Año 17} FNCA_17=FNC_17/((1+K_min)^17) {Año 18} FNCA_18=FNC_18/((1+K_min)^18) {Año 19} FNCA_19=FNC_19/((1+K_min)^19) {Año 20} FNCA_20=FNC_20/((1+K_min)^20) {Año 21} FNCA_21=FNC_21/((1+K_min)^21) {Año 22} FNCA_22=FNC_22/((1+K_min)^22) {Año 23} FNCA_23=FNC_23/((1+K_min)^23) {Año 24} FNCA_24=FNC_24/((1+K_min)^24) {Año 25} FNCA_25=FNC_25/((1+K_min)^25) {Año 26} FNCA_26=FNC_26/((1+K_min)^26) {Año 27} FNCA_27=FNC_27/((1+K_min)^27) {Año 28} FNCA_28=FNC_28/((1+K_min)^28) {Año 29} FNCA_29=FNC_29/((1+K_min)^29) {Año 30} FNCA_30=FNC_30/((1+K_min)^30) {Año 31} FNCA_31=FNC_31/((1+K_min)^31) {Año 32} FNCA_32=FNC_32/((1+K_min)^32) K_min=0,1 {VAN} VAN=FNCA_0+FNCA_1+FNCA_2+FNCA_3+FNCA_4+FNCA_5+FNCA_6+FNCA_7+FNCA_8+FNCA_9+FNCA_10+FNCA_11+FNCA_12+FNCA_13+FNCA_14+FNCA_15+FNCA_16+FNCA_17+FNCA_18+FNCA_19+FNCA_20+FNCA_21+FNCA_22+FNCA_23+FNCA_24+FNCA_25+FNCA_26+FNCA_27+FNCA_28+FNCA_29+FNCA_30+FNCA_31+FNCA_32 VAN=0

Anexos

80

80

6.5 Anexo V: Cálculo U

{Cáculo de Áreas} {SOBRECALENTADOR} Q_3=U_3*10^(-3)*A_3*F_3*DTLM_3 DTLM_3=(dtc3-dtf3)/ln(dtc3/dtf3) dtc3=T_g4-T_4 dtf3=T_g3-T_3 F_3=lmtd_cf('crossflow_both_unmixed'; P_sob; R_sob) P_sob=(T_4-T_3)/(T_g4-T_3) R_sob=(T_g4-T_g3)/(T_4-T_3) U_3=45 U_3=1/(A_e_sob*((1/(h_i_sob*A_i_sob))+(F_si/A_i_sob)+((ln(D_e_sob/D_i_sob))/(2*pi*K*L))+(F_se/A_e_sob)+(1/(h_e_sob*A_e_sob)))) h_i_sob=(Nu_sob*k_sob)/D_i_sob Nu_sob=(fs_sob*(Re_D_sob-1000)*Pr_sob)/(1+12,7*((fs_sob/8)^0,5)*((Pr_sob^0,666)-1)) fs_sob=0,018 Re_D_sob=(4*m_w)/(pi*D_i_sob*mu_sob) Pr_sob=prandtl(Water;T=T_m_sob;P=P_calderín) mu_sob=viscosity(Water;T=T_m_sob;P=P_calderín) k_sob=conductivity(Water;T=T_m_sob;P=P_calderín) T_m_sob=(T_4+T_3)/2 L=1,5 D_i_sob=0,0591 D_e_sob=0,0635 A_i_sob=pi*D_i_sob*L*N_tubos N_tubos=12 F_si=0,018/1000 F_se=0,018/1000 K=50 h_e_sob=90

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{Cálculo del coeficiente de película externo, según correlación de ESCOA} h_e_sob=J_sob*G_g_sob*Cp_g_sob*(((k_g_sob)/(mu_g_sob*Cp_g_sob))^0,67) J_sob=C_1_sob*C_3_sob*C_5_sob*((D_e_aleta_sob/D_e_tubo_sob)^0,5)*(((T_g_sob+460)/(T_aleta_sob+460))^0,25) T_g_sob=(T_g4+T_g3)/2 T_aleta_sob=T_g_sob-402 C_1_sob=0,091/(Re_sob^(0,25)) C_3_sob=0,35+0,65/((2,718)^(0,25*(H_aleta_sob/ancho_aleta_sob))) C_5_sob=0,7+(0,7-0,8/((2,718)^((0,15)*(N_filas^2))))/((2,718)^(1*(ancho_aleta_sob/ancho_tubo_sob))) Re_sob=(G_g_sob*D_e_tubo_sob)/(mu_g_sob) {Re_sob=(4*m_g)/(pi*D_e_tubo_sob*mu_g_sob)} N_filas=3 ancho_tubo_sob=0,0044 mu_g_sob=Y_CO_2*mu_g_sob_CO_2+Y_H2O*mu_g_sob_H2O+Y_N_2*mu_g_sob_N_2+Y_O_2*mu_g_sob_O_2 mu_g_sob_CO_2=viscosity(CarbonDioxide; T=T_g_sob; P=P_atm) mu_g_sob_H2O=viscosity(Water; T=T_g_sob; P=P_atm) mu_g_sob_N_2=viscosity(Nitrogen; T=T_g_sob; P=P_atm) mu_g_sob_O_2=viscosity(Oxygen; T=T_g_sob; P=P_atm) k_g_sob=Y_CO_2*k_g_sob_CO_2+Y_H2O*k_g_sob_H2O+Y_N_2*k_g_sob_N_2+Y_O_2*k_g_sob_O_2 k_g_sob_CO_2=conductivity(CarbonDioxide; T=T_g_sob; P=P_atm) k_g_sob_H2O=conductivity(Water; T=T_g_sob; P=P_atm) k_g_sob_N_2=conductivity(Nitrogen; T=T_g_sob; P=P_atm) k_g_sob_O_2=conductivity(Oxygen; T=T_g_sob; P=P_atm) Cp_g_sob=Y_CO_2*Cp_g_sob_CO_2+Y_H2O*Cp_g_sob_H2O+Y_N_2*Cp_g_sob_N_2+Y_O_2*Cp_g_sob_O_2 Cp_g_sob_CO_2=specheat(CarbonDioxide; T=T_g_sob; P=P_atm) Cp_g_sob_H2O=specheat(Water; T=T_g_sob; P=P_atm) Cp_g_sob_N_2=specheat(Nitrogen; T=T_g_sob; P=P_atm) Cp_g_sob_O_2=specheat(Oxygen; T=T_g_sob; P=P_atm) G_g_sob=m_g/(A_net_sob*N_tubos) rho_g_sob=Y_CO_2*rho_g_sob_CO_2+Y_H2O*rho_g_sob_H2O+Y_N_2*rho_g_sob_N_2+Y_O_2*rho_g_sob_O_2

Anexos

82

82

rho_g_sob_CO_2=density(CarbonDioxide; T=T_g_sob; P=P_atm) rho_g_sob_H2O=density(Water; T=T_g_sob; P=P_atm) rho_g_sob_N_2=density(Nitrogen; T=T_g_sob; P=P_atm) rho_g_sob_O_2=density(Oxygen; T=T_g_sob; P=P_atm) A_net_sob=A_base_sob+A_aleta_sob*N_tubos*L A_base_sob=A_inicial_sob-n_aletas_sob*A_basealeta_sob A_inicial_sob=pi*D_e_tubo_sob*L*N_tubos A_basealeta_sob=pi*D_e_tubo_sob*ancho_aleta_sob A_e_sob=A_libre_sob+A_aleta_sob*n_aletas_sob*eta_sob A_libre_sob=pi*D_e_tubo_sob*L*N_tubos-n_aletas_sob*pi*D_e_tubo_sob*ancho_aleta_sob*N_tubos D_e_aleta_sob=0,0635+2*0,0127 D_e_tubo_sob=0,0635 n_aletas_sob=densidad_aleta_sob*L*N_tubos A_aleta_sob=pi*(H_aleta_sob^2)*2+pi*D_e_aleta_sob*ancho_aleta_sob H_aleta_sob=D_e_aleta_sob-D_e_tubo_sob ancho_aleta_sob=0,001 Densidad_aleta_sob=127,95 eta_sob=0,85 {EVAPORADOR} Q_2=U_2*10^(-3)*A_2*F_2*DTLM_2 DTLM_2=(dtc2-dtf2)/ln(dtc2/dtf2) dtc2=T_g3-T_3 dtf2=T_g2-T_2 F_2=1 U_2=50 U_2=1/(A_e_eva*((1/(h_i_eva*A_i_eva))+(F_si/A_i_eva)+((ln(D_e_eva/D_i_eva))/(2*pi*K*L))+(F_se/A_e_eva)+(1/(h_e_eva*A_e_eva)))) D_i_eva=0,0481 D_e_eva=0,0508 A_i_eva=pi*D_i_eva*L*N_tubos

83


{Cálculo del coeficiente de película interno. Hay ebullición por convección forzada} {h_i_eva=h_mac+h_mic} h_i_eva=h_mac h_mac=0,023*(Re_l_eva^0,8)*(Pr_eva^0,4)*(k_l_eva/D_i_eva)*F Re_l_eva=(G_eva*(1-x_eva)*D_i_eva)/mu_l_eva x_eva=quality(Water;T=T_m_eva;h=h_3) T_m_eva=(T_3+T_2)/2 Pr_eva=prandtl(Water;T=T_3; x=0) k_l_eva=conductivity(Water; T=T_3; x=0) mu_l_eva=viscosity(Water; T=T_3; x=0) G_eva=m_w/(A_i_eva) x_tt=(((1-x_eva)/x_eva)^0,9)*((rho_v_eva/rho_l_eva)^0,5)*((mu_l_eva/mu_v_eva)^0,1) rho_v_eva=density(Water; T=T_3; x=1) rho_l_eva=density(Water; T=T_3; x=0) mu_v_eva=viscosity(Water; T=T_3; x=1) F=2,35*(((1/x_tt)+0,213)^0,736) h_mic=0,00122*fi*(DeltaP_sat^0,75)*(DeltaT_e^0,24)*S fi=((K_eva^0,79)*(Cp_l^0,45)*(rho_l_eva^0,49))/((tita_eva^0,5)*(mu_l_eva^0,29)*(h_lg^0,24)*(rho_v_eva^0,24)) K_eva=conductivity(Water; T=T_3; x=0) Cp_l=specheat(Water; T=T_3; x=0) tita_eva=26,1*10^3 h_lg=enthalpy_vaporization(Water;T=T_3) DeltaP_sat=P_sat_s-P_sat_sat P_sat_s=p_sat(Water;T=T_2) P_sat_sat=p_sat(Water; T=T_3) DeltaT_e=T_m_eva-T_2 Re_fb=Re_l_eva*(F^1,25)*10^(-4) S=(1+0,12*(Re_fb^1,14))^(-1)

Anexos

84

84

{Cálculo del coeficiente de película externo, según correlación de ESCOA} h_e_eva=J_eva*G_g_eva*Cp_g_eva*(((k_g_eva)/(mu_g_eva*Cp_g_eva))^0,67) J_eva=C_1_eva*C_3_eva*C_5_eva*((D_e_aleta_eva/D_e_tubo_eva)^0,5)*(((T_g_eva+460)/(T_aleta_eva+460))^0,25) T_g_eva=(T_g3+T_g2)/2 T_aleta_eva=T_g_eva-402 C_1_eva=0,091/(Re_eva^(0,25)) C_3_eva=0,35+0,65/((2,718)^(0,25*(H_aleta_eva/ancho_aleta_eva))) C_5_eva=0,7+(0,7-0,8/((2,718)^((0,15)*(N_filas^2))))/((2,718)^(1*(ancho_aleta_eva/ancho_tubo_eva))) Re_eva=(G_g_eva*D_e_tubo_eva)/(mu_g_eva) {Re_eva=(4*m_g)/(pi*D_e_tubo_eva*mu_g_eva)} ancho_tubo_eva=0,0031 mu_g_eva=Y_CO_2*mu_g_eva_CO_2+Y_H2O*mu_g_eva_H2O+Y_N_2*mu_g_eva_N_2+Y_O_2*mu_g_eva_O_2 mu_g_eva_CO_2=viscosity(CarbonDioxide; T=T_g_eva; P=P_atm) mu_g_eva_H2O=viscosity(Water; T=T_g_eva; P=P_atm) mu_g_eva_N_2=viscosity(Nitrogen; T=T_g_eva; P=P_atm) mu_g_eva_O_2=viscosity(Oxygen; T=T_g_eva; P=P_atm) k_g_eva=Y_CO_2*k_g_eva_CO_2+Y_H2O*k_g_eva_H2O+Y_N_2*k_g_eva_N_2+Y_O_2*k_g_eva_O_2 k_g_eva_CO_2=conductivity(CarbonDioxide; T=T_g_eva; P=P_atm) k_g_eva_H2O=conductivity(Water; T=T_g_eva; P=P_atm) k_g_eva_N_2=conductivity(Nitrogen; T=T_g_eva; P=P_atm) k_g_eva_O_2=conductivity(Oxygen; T=T_g_eva; P=P_atm) Cp_g_eva=Y_CO_2*Cp_g_eva_CO_2+Y_H2O*Cp_g_eva_H2O+Y_N_2*Cp_g_eva_N_2+Y_O_2*Cp_g_eva_O_2 Cp_g_eva_CO_2=specheat(CarbonDioxide; T=T_g_eva; P=P_atm) Cp_g_eva_H2O=specheat(Water; T=T_g_eva; P=P_atm) Cp_g_eva_N_2=specheat(Nitrogen; T=T_g_eva; P=P_atm) Cp_g_eva_O_2=specheat(Oxygen; T=T_g_eva; P=P_atm) G_g_eva=m_g/(A_net_eva*N_tubos) rho_g_eva=Y_CO_2*rho_g_eva_CO_2+Y_H2O*rho_g_eva_H2O+Y_N_2*rho_g_eva_N_2+Y_O_2*rho_g_eva_O_2 rho_g_eva_CO_2=density(CarbonDioxide; T=T_g_eva; P=P_atm) rho_g_eva_H2O=density(Water; T=T_g_eva; P=P_atm) rho_g_eva_N_2=density(Nitrogen; T=T_g_eva; P=P_atm)

85


rho_g_eva_O_2=density(Oxygen; T=T_g_eva; P=P_atm) A_net_eva=A_base_eva+A_aleta_eva*N_tubos*L A_base_eva=A_inicial_eva-n_aletas_eva*A_basealeta_eva A_inicial_eva=pi*D_e_tubo_eva*L*N_tubos A_basealeta_eva=pi*D_e_tubo_eva*ancho_aleta_eva A_e_eva=A_libre_eva+A_aleta_eva*n_aletas_eva*eta_eva A_libre_eva=pi*D_e_tubo_eva*L*N_tubos-n_aletas_eva*pi*D_e_tubo_eva*ancho_aleta_eva*N_tubos D_e_aleta_eva=0,0508+2*0,0127 D_e_tubo_eva=0,0508 n_aletas_eva=densidad_aleta_eva*L*N_tubos A_aleta_eva=pi*(H_aleta_eva^2)*2+pi*D_e_aleta_eva*ancho_aleta_eva H_aleta_eva=D_e_aleta_eva-D_e_tubo_eva ancho_aleta_eva=0,0008 Densidad_aleta_eva=255,91 eta_eva=0,95 {ECONOMIZADOR} Q_1=U_1*10^(-3)*A_1*F_1*DTLM_1 DTLM_1=(dtc1-dtf1)/ln(dtc1/dtf1) dtc1=T_g2-T_2 dtf1=T_g1-T_1 F_1=lmtd_cf('crossflow_both_unmixed'; P_eco; R_eco) {P_eco=(T_2-T_1)/(T_g2-T_1)} P_eco=0,833 R_eco=(T_g2-T_g1)/(T_2-T_1) U_1=40 U_1=1/(A_e_eco*((1/(h_i_eco*A_i_eco))+(F_si/A_i_eco)+((ln(D_e_eco/D_i_eco))/(2*pi*K*L))+(F_se/A_e_eco)+(1/(h_e_eco*A_e_eco)))) h_i_eco=(Nu_eco*k_eco)/D_i_eco Nu_eco=(fs_eco*(Re_D_eco-1000)*Pr_eco)/(1+12,7*((fs_eco/8)^0,5)*((Pr_eco^0,666)-1)) fs_eco=0,021 Re_D_eco=(4*m_w)/(pi*D_i_eco*mu_eco) Pr_eco=prandtl(Water;T=T_m_eco;P=P_calderín) mu_eco=viscosity(Water;T=T_m_eco;P=P_calderín) k_eco=conductivity(Water;T=T_m_eco;P=P_calderín)

Anexos

86

86

T_m_eco=(T_2+T_1)/2 D_i_eco=0,0354 D_e_eco=0,0381 A_i_eco=pi*D_i_eco*L*N_tubos h_e_eco=90 {Cálculo del coeficiente de película externo, según correlación de ESCOA} h_e_eco=J_eco*G_g_eco*Cp_g_eco*(((k_g_eco)/(mu_g_eco*Cp_g_eco))^0,67) J_eco=C_1_eco*C_3_eco*C_5_eco*((D_e_aleta_eco/D_e_tubo_eco)^0,5)*(((T_g_eco+460)/(T_aleta_eco+460))^0,25) T_g_eco=(T_g2+T_g1)/2 T_aleta_eco=T_g_eco-402 C_1_eco=0,091/(Re_eco^(0,25)) C_3_eco=0,35+0,65/((2,718)^(0,25*(H_aleta_eco/ancho_aleta_eco))) C_5_eco=0,7+(0,7-0,8/((2,718)^((0,15)*(N_filas^2))))/((2,718)^(1*(ancho_aleta_eco/ancho_tubo_eco))) Re_eco=(G_g_eco*D_e_tubo_eco)/(mu_g_eco) {Re_eco=(4*m_g)/(pi*D_e_tubo_eco*mu_g_eco)} ancho_tubo_eco=0,0027 mu_g_eco=Y_CO_2*mu_g_eco_CO_2+Y_H2O*mu_g_eco_H2O+Y_N_2*mu_g_eco_N_2+Y_O_2*mu_g_eco_O_2 mu_g_eco_CO_2=viscosity(CarbonDioxide; T=T_g_eco; P=P_atm) mu_g_eco_H2O=viscosity(Water; T=T_g_eco; P=P_atm) mu_g_eco_N_2=viscosity(Nitrogen; T=T_g_eco; P=P_atm) mu_g_eco_O_2=viscosity(Oxygen; T=T_g_eco; P=P_atm) k_g_eco=Y_CO_2*k_g_eco_CO_2+Y_H2O*k_g_eco_H2O+Y_N_2*k_g_eco_N_2+Y_O_2*k_g_eco_O_2 k_g_eco_CO_2=conductivity(CarbonDioxide; T=T_g_eco; P=P_atm) k_g_eco_H2O=conductivity(Water; T=T_g_eco; P=P_atm) k_g_eco_N_2=conductivity(Nitrogen; T=T_g_eco; P=P_atm) k_g_eco_O_2=conductivity(Oxygen; T=T_g_eco; P=P_atm) Cp_g_eco=Y_CO_2*Cp_g_eco_CO_2+Y_H2O*Cp_g_eco_H2O+Y_N_2*Cp_g_eco_N_2+Y_O_2*Cp_g_eco_O_2 Cp_g_eco_CO_2=specheat(CarbonDioxide; T=T_g_eco; P=P_atm) Cp_g_eco_H2O=specheat(Water; T=T_g_eco; P=P_atm) Cp_g_eco_N_2=specheat(Nitrogen; T=T_g_eco; P=P_atm) Cp_g_eco_O_2=specheat(Oxygen; T=T_g_eco; P=P_atm)

87


G_g_eco=m_g/(A_net_eco*N_tubos) rho_g_eco=Y_CO_2*rho_g_eco_CO_2+Y_H2O*rho_g_eco_H2O+Y_N_2*rho_g_eco_N_2+Y_O_2*rho_g_eco_O_2 rho_g_eco_CO_2=density(CarbonDioxide; T=T_g_eco; P=P_atm) rho_g_eco_H2O=density(Water; T=T_g_eco; P=P_atm) rho_g_eco_N_2=density(Nitrogen; T=T_g_eco; P=P_atm) rho_g_eco_O_2=density(Oxygen; T=T_g_eco; P=P_atm) A_net_eco=A_base_eco+A_aleta_eco*N_tubos*L A_base_eco=A_inicial_eco-n_aletas_eco*A_basealeta_eco A_inicial_eco=pi*D_e_tubo_eco*L*N_tubos A_basealeta_eco=pi*D_e_tubo_eco*ancho_aleta_eco A_e_eco=A_libre_eco+A_aleta_eco*n_aletas_eco*eta_eco A_libre_eco=pi*D_e_tubo_eco*L*N_tubos-n_aletas_eco*pi*D_e_tubo_eco*ancho_aleta_eco*N_tubos D_e_aleta_eco=0,0381+2*0,0127 D_e_tubo_eco=0,0381 n_aletas_eco=densidad_aleta_eco*L*N_tubos A_aleta_eco=pi*(H_aleta_eco^2)*2+pi*D_e_aleta_eco*ancho_aleta_eco H_aleta_eco=D_e_aleta_eco-D_e_tubo_eco ancho_aleta_eco=0,0008 Densidad_aleta_eco=255,91 eta_eco=0,95

88

6.6 Anexo VI: Diagrama del proceso del HRSG de tres presiones.

Corriente: G1 G2 G3 G4 G5 G6 G7 G8 G9 G10 G11 G12 G13 G14 TVM MW TVB ACC

Caudal (kg/s) 487,8 487,8 487,8 487,8 487,8 487,8 487,8 487,8 487,8 487,8 487,8 487,8 487,8 486 93,4 100 100 100

Tª (K) 371,8 447,2 474,2 557,1 562 581,8 663 667,4 670,7 804,9 878,9 921,5 849,4 923 603 598 333,2 333,2

P (bar) 1,013 1,013 1,013 1,013 1,013 1,013 1,013 1,013 1,013 1,013 1,013 1,013 1,013 1,013 6 6 0,2 0,2

Corriente: 1 2B 3B 4B 4M 5M 6M 7M 4A 5A 6A 7A 8A 9A TVA CRH 8M 9M

Caudal (kg/s) 100 100 6,6 6,6 6,1 6,1 6,1 6,1 87,3 87,3 87,3 87,3 87,3 87,3 87,3 93,4 93,4 93,4

Tª (K) 338 429 432 598 435 526,3 529,3 623 435 544,4 625,3 628,3 694,3 840 627 623 729 840

P (bar) 6 6 6 6 44 44 44 44 176 176 176 176 176 176 44 44 44 44

Tabla 23: Diagrama de proceso

G

SC 2 AP RECA 2 RECA 1 SC 1 AP EV AP SC MP SC BP EC 2 AP EV MP EC MP EC 1 AP EV BP EC BP

BP 2BP 1MPAP

ACC

G14 G13 G12 G11 G10 G9 G8 G7 G6 G5 G4 G3 G2

G1

1

2B3B

4A4M

5M6M

5A

6A

4BTVM

MW

TVB ACC

8A 8M

7M

TVA

CRH

9M9A

7A

89

7 BIBLIOGRAFÍA

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