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DepartamentodeIngenieríaTérmicaydeFluidosIngenieríaIndustrial
PROYECTOFINDECARRERA
MODELADODELSISTEMADE CALDERAHRSG
DE UN CICLOCOMBINADOCON ELSIMULADORECOSIMPROY CONTROLDELMODELO
AUTOR: RAQUELCALVOSANZTUTORES:CAROLINAMARUGÁNCRUZ
LUISCERRADADUQUE(EmpresariosAgrupados)
SEPTIEMBRE2011
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Título: Modelado del Sistema de Caldera HRSG de un Ciclo Combinado con el
Simulador EcosimPro y Control del Modelo.
Autor : Raquel Calvo Sanz
Director : Sergio Sánchez Delgado
EL TRIBUNAL
Presidente:
Vocal:
Secretario:
Realizado el acto de defensa y lectura del Proyecto Fin de Carrera el día __ de _______ de
20__ en Leganés, en la Escuela Politécnica Superior de la Universidad Carlos III de
Madrid, acuerda otorgarle la CALIFICACIÓN de
VOCAL
SECRETARIO PRESIDENTE
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A mis padres, a Álvaro,
a mi familia y amigos. Gracias por todo.
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RESUMEN
El presente proyecto llevará a cabo la Simulación de la Caldera de Recuperación de
un Ciclo Combinado con el software EcosimPro. Este software es una herramienta desimulación de sistemas mecánicos que consiste en la activación de variables de manera que
satisfagan ciertos criterios de funcionamiento, permitiendo detectar los problemas que
puedan surgir desde el inicio del proyecto hasta su finalización, pudiendo así valorar las
diferentes alternativas, mejorar el diseño, la operación de la planta, etc. y así garantizar su
óptimo funcionamiento. Por todo ello, este programa es de gran utilidad y abre un amplio
abanico de posibilidades en los proyectos de Centrales Térmicas.
Es muy importante que el Sistema de Caldera funcione correctamente para que el
comportamiento del resto de las disciplinas sea el adecuado ya que es un sistema
interdisciplinar (agua de alimentación, condensado, vapor, etc.); así se suprimirán problemas que afecten al rendimiento de la central y que tendrían repercusiones
económicas.
Los componentes e instrumentos que conforman cada uno de los sistemas
implicados han sido diseñados para trabajar bajo unas determinadas condiciones de
temperatura, carga, caudal, presión, transferencia de calor entre el fluido y las paredes, etc.
Si por circunstancias estas variables alcanzasen valores fuera de rango para el cual han sido
diseñados sus componentes, estos se dañarían llegándose incluso a romper, provocando el
fallo del sistema y finalmente de la central, por lo que con el Simulador EcosimPro podremos adelantarnos a estos problemas.
El proyecto “Modelado del Sistema de Caldera HRSG de un Ciclo Combinado con
el simulador EcosimPro y Control del Modelo” ha permitido no sólo diseñar el modelo de
la caldera de recuperación requerida sino también conocer los parámetros termodinámicos,
mecánicos y de control. Posteriormente, al sistema físico se le añadió el control automático
implementado también en EcosimPro para regular la entrada de agua de alimentación y la
atemperación. Todos los resultados obtenidos de la simulación del modelo han sido
comparados con los cálculos teóricos empleando el programa Mathcad para comprobar que
el modelo y el control realizado son válidos. La simulación, como hemos explicadoanteriormente, hace posible probar distintas estrategias modificando el diseño hasta
conseguir aquel que proporcione los mejores resultados, para ello se pueden modificar
todas las características de los componentes, desde el tipo de material empleado hasta el
diámetro de los tubos por los que circula el fluido, así como las características del
combustible.
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INDICE
1. INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS......................................................... 1
1.1. INTRODUCCIÓN.......................................................................................1
1.2. MOTIVACIÓN Y OBJETIVOS.................................................................1
1.3. FASES DEL DESARROLLO.....................................................................2
1.4. MEDIOS EMPLEADOS.............................................................................3
2. ESTADO DEL ARTE............................................................................... 4
3. TEORIA BÁSICA DEL PROYECTO.................................................. 15
3.1. CICLOS DE POTECIA Y CICLO COMBINADO..................................15
3.1.1. Ciclo Rankine........................................................................ 18
3.1.2. Ciclo Brayton ........................................................................ 33
3.1.3. Ciclo Combinado .................................................................. 37
3.2. SISTEMAS TÉRMICOS. CALDERAS ...................................................41
3.2.1. Tipología ...............................................................................44
3.2.2. Caldera de Recuperación (HRSG) ........................................48
3.2.3. Calderín ................................................................................53
4. SIMULACIÓN ........................................................................................ 54
4.1. SIMULADOR ECOSIMPRO ...................................................................54
4.2. IDENTIFICACIÓN Y CONTROL DEL SISTEMA ................................55
4.2.1. Control del modelo................................................................ 71
5. RESULTADOS Y ANÁLISIS................................................................76
5.1. CÁLCULOS TEÓRICOS .........................................................................76
5.2. ANÁLISIS DE LOS GRÁFICOS .............................................................84
6. PRESUPUESTO...................................................................................... 89
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6.1. INTRODUCCIÓN.....................................................................................89
6.2. DIAGRAMA DE GANTT ........................................................................91
7. CONCLUSIONES Y TRABAJOS FUTUROS .................................... 93
8. BIBLIOGRAFÍA.....................................................................................95
9. ANEXOS ..................................................................................................96
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INDICE DE FIGURAS
Figura 2.1 Configuración básica de un Ciclo Combinado típico ..................... 5
Figura 2.2 Demanda de energía eléctrica en tiempo real, su estructura de
generación y emisiones de CO2 en un día laboral ........................ 11
Figura 2.3 Demanda de energía eléctrica en tiempo real, su estructura de
generación y emisiones de CO2 en un día festivo ........................ 12
Figura 2.4 Estructura de generación y emisiones de CO2 para ciclo
combinado: 28.9% ........................................................................ 13
Figura 2.5 Detalle de la estructura de generación en tiempo real .................. 13
Figura 3.1 Sistema de producción de potencia: Ciclo de Carnot directo.........16
Figura 3.2 Diagramas de un ciclo ideal y un ciclo real................................... 17
Figura 3.3 Ciclo de potencia básico Rankine...................................................18
Figura 3.4 Diagrama T-s del ciclo Rankine ideal ............................................19
Figura 3.5 Diagrama T-s con mezcla agua-vapor............................................20
Figura 3.6 Diagrama T-s con agua saturada y x > 80%.................................. 20
Figura 3.7 Convenio de signos para el calor y el trabajo................................ 24
Figura 3.8 Diagrama T-s del ciclo Rankine real ..............................................26
Figura 3.9 Diagrama T-s del ciclo Rankine al disminuir la presión de baja....27
Figura 3.10 Diagrama T-s del ciclo Rankine al aumentar la temperatura
máxima .......................................................................................... 28
Figura 3.11 Diagrama T-s del ciclo Rankine al aumentar la presión de alta .... 29
Figura 3.12 Ciclo de potencia Rankine con recalentamiento ............................30
Figura 3.13 Diagrama T-s del ciclo Rankine con recalentamiento....................30
Figura 3.14 Ciclo de potencia Rankine con regeneración ................................ 31
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Figura 3.15 Diagrama T-s del ciclo Rankine con regeneración.........................32
Figura 3.16 Ciclo de potencia Brayton abierto. ............................................... 34
Figura 3.17 Ciclo de potencia Brayton cerrado ................................................ 34
Figura 3.18 Diagramas T-s y P-v para el ciclo Brayton cerrado....................... 35
Figura 3.19 Diagramas T-s (Temperatura-Entropía) y
P-v (Presión-Volumen).................................................................. 35
Figura 3.20 Esquema del funcionamiento de un Ciclo Combinado ..................37
Figura 3.21 Diferencia de temperatura logarítmica ...........................................43
Figura 3.22 Diagrama Q -T................................................................................43
Figura 3.23 Esquema de una caldera pirotubular...............................................44
Figura 3.24 Interior de una caldera acuotubular ................................................45
Figura 3.25 Caldera horizontal ..........................................................................50
Figura 3.26 Caldera vertical...............................................................................52
Figura 3.27 Calderín ..........................................................................................53
Figura 4.1 Ejemplo de algunos componentes de EcosimPro...........................55
Figura 4.2 Ubicación de la caldera HRSG de alta presión...............................55
Figura 4.3 Vista de la simulación correspondiente a HRSG de alta presión ..57
Figura 4.4 Sección de transferencia de calor que consta de tres bastidores ....58
Figura 4.5 Tubos con aletas dentadas ..............................................................59
Figura 4.6 Tubos con aletas sólidas .................................................................59
Figura 4.7 Disposición de los tubos escalonados.............................................59
Figura 4.8 Disposición de los tubos alineados.................................................60
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Figura 4.9 Editor de características para carcasa y aletas de los
economizadores ..............................................................................61
Figura 4.10 Editor de características para condiciones iniciales y del gas
en los economizadores....................................................................62
Figura 4.11 Editor de características para carcasa y aletas de los
evaporadores...................................................................................63
Figura 4.12 Editor de características para condiciones iniciales y del gas
en los evaporadores ........................................................................64
Figura 4.13 Editor de características para carcasa y aletas de los
sobrecalentadores............................................................................65
Figura 4.14 Editor de características para condiciones iniciales y del gas
en los sobrecalentadores .................................................................66
Figura 4.15 Editor de características para geometría y condiciones iniciales
en el calderín...................................................................................67
Figura 4.16 Editor de características para la carcasa del calderín .....................68Figura 4.17 Condiciones iniciales para la caldera de alta presión simulada......69
Figura 4.18 Condiciones de contorno e iteración del experimento simulado....70
Figura 4.19 Control de agua de alimentación ....................................................71
Figura 4.20 Esquemático del control de agua de alimentación..........................73
Figura 4.21 Simulación resultante para la válvula de agua de alimentación .....73
Figura 4.22 Control de atemperación.................................................................74
Figura 4.23 Esquemático del control de atemperación......................................75
Figura 5.1 Gráfico de las variaciones de temperatura en el sistema................83
Figura 5.2 Gráfico de las temperaturas del agua a la entrada y salida
de cada componente........................................................................84
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Figura 5.3 Gráfico de las temperaturas del gas a la entrada y salida
de cada componente........................................................................86
Figura 5.4 Gráfico de las presiones del agua a la entrada y salida
de cada componente........................................................................87
Figura 5.5 Gráfico de las presiones del gas a la entrada y salida
de cada componente........................................................................88
Figura 6.1 Diagrama de Gantt..........................................................................92
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INDICE DE TABLAS
Tabla 6.1 Costes del personal .........................................................................89
Tabla 6.2 Costes del equipo............................................................................90
Tabla 6.3 Presupuesto de inversión total ........................................................91
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1. INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS
1.1. INTRODUCCIÓN
Las centrales de ciclo combinado son un actor principal dentro del panorama
energético español, contribuyendo a la mejora de la eficiencia energética y facilitando la
integración de energías renovables intermitentes. Destacan por su bajo impacto ambiental
al no emitir dióxido de azufre (SO2) ni partículas, por un bajo consumo de agua y por las
bajas emisiones de dióxido de carbono (CO2) y óxidos de nitrógeno (NOx), dos de los
principales contaminantes atmosféricos.
Las centrales de ciclo combinado son fundamentales en el mix energético por su
flexibilidad. La construcción de una central térmica de ciclo combinado persigue el
abastecimiento de energía a la sociedad garantizando el desarrollo económico.
Durante los últimos años se ha incrementado la generación de energía eléctrica con
fuentes renovables en la mayoría de países desarrollados, al tiempo que se refuerza la
consolidación de alternativas de generación energética y bajos niveles de emisión de CO2 y
otros contaminantes, es por esta razón que los ciclos combinados tienen mucha relevancia
como medio para cubrir una parte importante de la demanda de energía eléctrica. En elsector de la generación de la electricidad muchas antiguas centrales ineficientes se han
retirado del mercado tomando el relevo en la mayoría de los casos las tecnologías de ciclo
combinado, que son mucho más eficientes pues se sitúan en rendimientos entre el 50% y el
60%.
1.2. MOTIVACIÓN Y OBJETIVOS
Dentro del desarrollo de un ciclo combinado, el estudio de la caldera y su control
juegan un papel muy importante, puesto que repercutirá en el funcionamiento de la central
en todo momento. Esto hace que sea necesario la colaboración y cooperación entre lasáreas de instrumentación y control, mecánica, electricidad y diseño, siendo el resultado un
área de trabajo multidisciplinar.
Para conseguir un resultado eficiente todos los sistemas participantes son
analizados minuciosamente y además deben pasar unas pruebas antes de ir a la puesta en
servicio de la central. Como resultado de esto surge la simulación de la caldera llevada a
cabo en este proyecto, que sirve para controlar y comprobar que la caldera diseñada
cumple las expectativas deseadas.
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Las simulaciones sirven para entender el funcionamiento del sistema y son una
poderosa herramienta para comprobar el correcto funcionamiento del mismo, permitiendo
mayor seguridad en la puesta en marcha y reducir los problemas que puedan surgir.
Además, las simulaciones permiten probar distintos métodos de funcionamiento, bien
modificando los parámetros termodinámicos o los materiales empleados.
Los objetivos de este proyecto son:
x Modelar el sistema de caldera de recuperación de un ciclo combinado.
x Balance energético de todos los componentes que forman el sistema.
x Control del modelo diseñado.
x Simulación y validación del sistema de caldera.
x Comparar los resultados obtenidos tras la simulación con cálculos teóricos
empleando el software Mathcad.
x Optimización del sistema de caldera.
1.3. FASES DEL DESARROLLO
El proyecto se divide en las siguientes etapas:
9 Manejar el simulador EcosimPro. Para ello se estudió la documentación
correspondiente y se asistió a cursos para familiarizarse con el programa.
9 Familiarizarse con las librerías Thermal, para realizar los cálculos térmicos, y
FluidaPro, para modelar la dinámica de los sistemas fluidos.
Las librerías contienen una colección de componentes, funciones, etc.
relacionados con una disciplina en particular: térmica, eléctrica, mecánica de
fluidos, etc.9 Diseño y simulación del sistema de caldera de recuperación controlando el
modelo. Se implanta un control de agua de alimentación, que regula el caudal
de entrada a los economizadores, y un control de atemperación, que regula la
temperatura del vapor entrante a la turbina. Ambos controles se crean para
garantizar unas condiciones óptimas de funcionamiento en toda la caldera.
9 Realización de balances termodinámicos empleando el programa Mathcad.
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1.4. MEDIOS EMPLEADOS
Se han empleado fundamentalmente dos herramientas:
x EcosimPro, Modelling and Simulation Software. Es una herramienta software
para modelar y simular sistemas continuos y discretos, llevada a cabo para
ambos estudios, transitorio y estacionario.
x Mathcad. Es una herramienta software para cálculos de ingeniería. Permite
realizar y documentar resultados de cálculo y diseño combinando notación
matemática estándar, texto y gráficos.
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2. ESTADO DEL ARTE
El desarrollo humano va necesariamente ligado al desarrollo energético. En la
actualidad la población tanto en España como a nivel mundial está sufriendo un
crecimiento continuo y hay que buscar alternativas eficaces para satisfacer toda la demanda
energética, pues de ello dependerá el crecimiento energético de un país.
Hace poco más de un siglo las principales fuentes de energía eran la fuerza de los
animales y la de los hombres y el calor obtenido al quemar la madera. El ingenio humano
también había desarrollado algunas máquinas con las que aprovechaba la fuerza hidráulica
o la fuerza del viento, pero la gran revolución vino con la máquina de vapor. Desde
entonces, el desarrollo de la industria y la tecnología han cambiado drásticamente las
fuentes de energía que mueven la sociedad moderna.
Desde el final de la guerra civil se inició la construcción de centrales
hidroeléctricas, posteriormente tuvo lugar la época de las plantas de fuel-oil en los años 60
y comienzos de los años 70 seguidas de las nucleares que ocuparon los 70 y primeros 80, y
finalmente las de cogeneración con proyectos que se han ejecutado durante el final del
siglo. Parece que el siglo XXI estará marcado por los proyectos de las centrales de gas en
ciclo combinado.
En 2002 se pone en marcha la primera central de ciclo combinado en España, enSan Roque (Cádiz), con un grupo de 400 MW al que seguirá Sant Adrià de Besós
(Barcelona) de también 400 MW. Se lleva a cabo por Gas Natural Fenosa en su objetivo de
integrar los negocios de gas y electricidad. En los años siguientes se pondrán en
funcionamiento centrales en Arrabal (La Rioja) con 800 MW, Cartagena (Murcia) con
1200 MW y Plana de Vent (Tarragona) con 800 MW. En este sector energético destacan
otros fabricantes como Cepsa, General Electric, Iberdrola y Siemens entre otros muchos.
Actualmente se encuentran en construcción y proyecto los ciclos combinados de
Málaga con 400 MW y Lantarón (Álava) de 800 MW. Por el contrario, el ciclo en Puertode Barcelona con 800 MW ya se encuentra en funcionamiento. [1]
En los últimos años los elevados precios de los productos derivados del petróleo y
del gas natural han hecho resurgir una tecnología a gran escala: la Central Térmica de
Ciclo Combinado.
Un ciclo combinado es la coexistencia de dos ciclos termodinámicos en un mismo
sistema, uno cuyo fluido de trabajo es vapor de agua y otro cuyo fluido de trabajo es un gas
resultante de una combustión. Es un sistema en cadena de dos tecnologías donde la
segunda aprovecha el subproducto de la primera, así un mismo combustible se aprovecha
para dos procesos de generación eléctrica.
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Los ciclos combinados no incorporan ninguna nueva tecnología, se encuentran
dentro de lo que denominamos tecnologías de cogeneración. Estas técnicas permiten
producir calor y electricidad en un único proceso, presentándose el calor en forma de vapor
de agua a alta presión o en forma de agua caliente.
Esta tecnología emplea dos tipos de turbinas, una de gas y otra de vapor,
implicando termodinámicamente la unión de un ciclo Brayton (turbina de gas) y un ciclo
Rankine (turbina de vapor). En este sistema, representado en la Figura 2.1, los gases
resultantes en la combustión de la turbina de gas se emplean para mover un alternador y
para producir vapor a alta presión mediante una caldera de recuperación HRSG (Heat
Recovery Steam Generator), para posteriormente alimentar la turbina de vapor y producir
por segunda vez energía eléctrica utilizando el vapor a su salida. Cada alternador vaacoplado a su turbina correspondiente para generar la electricidad como en una central
termoeléctrica clásica.
Figura 2.1 Configuración básica de un Ciclo Combinado típico
Los gases de escape resultantes, a diferencia de la central térmica convencional, la
central térmica de ciclo de vapor, son primero enfriados y transmiten su energía a un
circuito agua caliente/vapor, posteriormente dichos gases salen por la chimenea.
Los rendimientos que pueden alcanzar las centrales de ciclo combinado son del
orden del 55%, muy superiores al de las plantas convencionales, siendo el procedimiento
más ecológico que las centrales de petróleo o carbón. [2] Esto se debe a que durante el
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proceso de combustión el gas natural libera menos dióxido de carbono (CO2) y óxidos de
nitrógeno (NOx) que el petróleo o el carbón. Una comparativa de las emisiones de CO2 del
carbón, el petróleo y el gas natural tomando como valor el cien por cien es que las
emisiones de CO2 de gas natural son de 55 frente a 75 del petróleo y 100 del carbón. [4] El
gas natural es la energía primaria más utilizada corrientemente para hacer funcionar las
centrales de cogeneración, aunque también se pueden emplear fuentes de energía
renovables y residuos.
Respecto a los recursos energéticos empleados en transporte, industria y vivienda
existe el siguiente consumo a nivel mundial [3]:
x Petróleo, 40%x Gas natural, 24.7%
x Carbón, 25%
x Energía nuclear, 7.7%
x Energía hidráulica, 2.6%
EVOLUCIÓN DE LOS RECURSOS ENERGÉTICOS
Desde hace más de 200 años, a partir de la segunda mitad del siglo XX, la energía
primaria más utilizada ha sido la del petróleo, destacando su dependencia en los
porcentajes anteriormente mostrados. Sin embargo, el gas natural es la energía con más
futuro en los próximos años representando más del 24% de las energías primarias más
utilizadas en el mundo, con un crecimiento significativo en los últimos años. Con estos
índices de crecimiento se prevé que el consumo de gas natural se iguale al del petróleo en
unos 25 años, estimándose que el petróleo será sustituido por el gas natural en la
producción de energía eléctrica y en los usos térmicos, tanto industriales como domésticos,
aunque el petróleo seguirá siendo la principal fuente de energía del transporte terrestre,
marítimo y aéreo.
La importancia del carbón ha ido disminuyendo desde los inicios del siglo XX,
aunque actualmente representa el 25% del consumo mundial y se utiliza principalmente
para producir electricidad. Además, es el único recurso fósil que Europa posee en cifras
significativas de reservas, por tanto, es un recurso como mínimo a mantener en generación
eléctrica, intentando lograr tecnologías más eficientes tanto en términos termodinámicos
como en términos medioambientales. El carbón es así el combustible más abundante a
nivel mundial. [5]
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En definitiva se puede afirmar que nuestro planeta dispone de recursos energéticos
suficientes para continuar haciendo frente a su consumo actual, aunque los gobiernos
deberán tomar medidas para poder conseguir una mayor eficiencia, una mayor innovación
tecnológica y un mayor desarrollo de las energías renovables.
PUNTO DE VISTA MEDIOAMBIENTAL
Desde el punto de vista del medio ambiente, para la aprobación de un proyecto de
ciclo combinado éste debe obtener la Autorización Ambiental Integrada y la Declaración
del Impacto Ambiental, siendo el objetivo de estas autorizaciones controlar la incidencia
del ciclo combinado sobre el medio ambiente y así asegurar que se lleven a cabo las pertinentes medidas para prevenir la contaminación y garantizar la seguridad de la central.
El desarrollo de la cogeneración podría evitar la emisión de aproximadamente 127
millones de toneladas de CO2 en la Unión Europea en 2010, y de 258 millones de
toneladas en 2020. [2] Los tres puntos clave de la combustión son las emisiones de gases:
x Emisiones de NOx.
x Emisiones de SOx.
x Emisiones de COx.
Los óxidos de nitrógeno (NOx) junto con los hidrocarburos inquemados, si se dan
las condiciones climáticas adecuadas, son responsables de la niebla fotoquímica, neblumo
o smog. Por otro lado, emisiones de dióxido de azufre (SO2) y de NOx generan productos
como el ácido nítrico (HNO3) y el ácido sulfúrico (H2SO4), causantes directos de la lluvia
ácida responsable de la deforestación y de la acidificación del agua, alterando su equilibrio
iónico que repercute a la vida vegetal y animal.
Otro fenómeno a destacar en la contaminación atmosférica es el efecto invernadero,
de los cuales entre los gases principales con efecto invernadero destacan el CO2, el óxido
nitroso (N2O), ambos productos de las combustiones y actividades industriales, el metano
(CH4), el hexafluoruro de azufre (SF6), los clorofluorocarbonos (CFC) y el ozono (O3).
De las tres emisiones mencionadas, las de NOx y SOx están muy desarrolladas y
estudiadas con aplicaciones en equipos e instalaciones altamente eficaces en las
explotaciones de los grupos térmicos. Las emisiones de COx deben de ser corregidas.
Las centrales térmicas de ciclo combinado se caracterizan por su menor impacto
ambiental comparado con las centrales térmicas convencionales [2]:
x Bajas emisiones de CO2 y NOx.
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x Bajo consumo de agua (25-35% del consumo de las centrales
convencionales).x No emite dióxido de azufre.
x Rendimiento (57%) superior a las centrales de carbón (37%).
x Gas natural como combustible, siendo el combustible fósil más limpio de la
naturaleza.
x Consume un 35% menos de combustible que una central convencional.
Es cierto que cada técnica tiene su dimensión pero todas ellas deben estar asociadas
a su proceso de generación medioambiental eficaz. Las administraciones locales realizannumerosos esfuerzos para lograr una estrategia energética eficiente, promoviendo
proyectos para la reducción de las emisiones de CO2, el incremento de la eficiencia
energética y la mejora y cuidado del medio ambiente.
Debemos cuantificar el apartado medioambiental (nivel de bienestar, etc.) que hasta
hace relativamente poco tiempo no era un coste integrado, sino algo ajeno a mejorar en el
conjunto de la ejecución de los proyectos energéticos. Por tanto se incluye un pequeño
desglose material de instalaciones y equipos que en el presente ya deben incorporar los
costes o porcentajes de adaptación socio-ambiental. [3]
ENERGÍAS RENOVABLES
En algunos casos las renovables instaladas son ya suficientes para atender la
demanda, tal y como ocurre en Málaga desde Marzo del 2010.
Esta provincia cuenta con la potencia suficiente derivada de las energías limpias
para poder atender la demanda eléctrica que se consume en una punta media como los
meses de primavera o un verano normal. Aproximadamente 600 MW es la capacidad de
producción en instalaciones que generan energía gracias al agua, el aire, el sol y a losresiduos vegetales, siempre y cuando las condiciones meteorológicas sean las óptimas.
Bien es cierto que estas formas de energía eléctrica no son gestionables si no se dan las
circunstancias precisas, por lo que no soluciona el problema real de la demanda. Aun así,
las energías renovables se han hecho destacar entre las energías empleadas
tradicionalmente en esta provincia, siendo la energía eólica y la energía hidráulica las que
se ha implantado de forma más contundente, especialmente la eólica que ha triplicado su
producción desde 2008 gracias a los 16 parques que están funcionando y a la construcción
prevista de otros dos parques eólicos más.
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Con estos datos la provincia de Málaga se sitúa como la tercera provincia de
Andalucía generadora de energía eólica, por detrás de Cádiz y Almería. [6]
A finales de Julio de 2010 los ciclos combinados soportaron la demanda de energía,
siendo una jornada marcada por el intenso calor y la ausencia de vientos en la que más de
la mitad de las provincias de España estaban en alerta por temperaturas máximas, el
sistema eléctrico español tuvo que ser soportado por las centrales de ciclo combinado de
gas natural. Alcanzándose el mayor pico de verano con 41.186 MW los ciclos combinados
representaron un 32.4% de la estructura en el país, aportando 13.888 MW, consiguiendo
uno de los récord de funcionamiento en estas instalaciones durante la temporada y dejando
manifiesto que el tándem renovables-gas natural es una combinación perfecta y necesaria para satisfacer la demanda de energía eléctrica.
Las energías renovables por su indisponibilidad en función de las variaciones
meteorológicas precisan como soporte de una capacidad adicional equivalente a la propia
capacidad instalada. Al funcionar como respaldo del sistema los ciclos combinados
disminuyen su factor de carga medio en periodos largos y tienen muchas puntas de carga
donde el sistema necesita casi la totalidad de las turbinas en determinados periodos. El año
pasado existían aproximadamente 22.243 MW de potencia instalada de estos ciclos,
inferior a la potencia mínima indicada en la planificación del gobierno con horizonte a este
año actual. [7]
INSTALACIÓN DE CICLOS COMBINADOS
La construcción de una central térmica de ciclo combinado tiene como objetivo el
abastecer de energía a la sociedad, son por tanto bienes esenciales que garantizan el
proceso económico por estar éste vinculado al consumo de energía y materias primas.
La construcción de una central tiene numerosas implicaciones, tanto de carácter
urbanístico, medioambiental o económico entre otras.
Desde el punto de vista económico supone:
x Mejora en la gasificación del municipio donde se instale, así como de los
municipios circundantes.
x Mejora de la calidad y fiabilidad del suministro eléctrico de la zona.
x Favorece la actividad económica de la zona, participando las empresas locales
en servicios de transporte, mantenimiento, seguridad, etc.
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x Favorece el empleo, generando numerosos puestos de trabajo, tanto en la fase
de construcción como en la fase de explotación.x La construcción de una central genera la exacción de diferentes tributos locales,
tanto al inicio de la obra como durante toda la vida de la instalación.
Se consideran bienes inmuebles de características especiales, siendo diferentes
de los bienes inmuebles urbanos y rústicos.
En lo correspondiente al proceso administrativo la construcción, ampliación,
modificación y explotación de centrales de ciclo combinado requiere las siguientes
resoluciones administrativas:
x Autorización administrativa. Es el anteproyecto de la instalación como
documento técnico que se tramitará conjuntamente con el estudio de impacto
ambiental.
x Aprobación del proyecto de ejecución. Se refiere al proyecto concreto de la
instalación y permite titular la construcción o establecimiento de la misma.
x Autorización de explotación. Permite, una vez ejecutado el proyecto, poner en
tensión las instalaciones y proceder a su explotación comercial.
La autorización administrativa la emitirá la autoridad competente, hoy radicada enla Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Industria, Comercio
y Turismo, y para su obtención resulta necesaria la realización de una serie de trámites. [2]
MERCADO ENERGÉTICO
La apertura de los mercados ha tenido efectos positivos en la eficiencia energética,
llevando a las compañías de electricidad a producir de manera más eficaz. La liberación de
los mercados y la implantación de normas de emisión estrictas han supuesto un ahorro de
combustible considerable para el sector europeo de la generación de electricidad. Con pérdidas medias de energía en la producción de electricidad del orden de un 66%, este
sector dispone de un gran potencial. [2]
El sector eléctrico comprende generación, transporte, distribución y
comercialización. El suministro de energía eléctrica es esencial para el funcionamiento de
nuestra sociedad, hoy en día la electricidad la empleamos tanto en la vida laboral como en
la vida doméstica. Sin embargo, la electricidad no se puede almacenar por lo que el
funcionamiento del sector eléctrico es complejo e implica una regulación específica.
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En el suministro de la electricidad el transporte y la distribución constituyen un
monopolio natural.
Red Eléctrica de España fue la primera empresa en el mundo dedicada en
exclusividad al transporte de energía eléctrica y a la operación de sistemas eléctricos. Red
Eléctrica como operador del sistema, garantiza la continuidad y seguridad del suministro
eléctrico manteniendo en constante equilibrio la generación y el consumo de nuestro país,
es el gestor de la red de transporte y actúa como transportista único. Red Eléctrica es el
encargado de gestionar la disponibilidad de las centrales de producción, las posibles
restricciones de la red de transporte y los intercambios internacionales y, además, realiza la
previsión de la demanda.
La demanda de energía que se esta produciendo en el sistema eléctrico de España serepresenta en tiempo real, tal y como se observa en la Figura 2.2, donde se incluyen datos
de la demanda real, prevista y programada. También son indicados en la parte inferior del
gráfico los valores máximo y mínimo diario.
Figura 2.2 Demanda de energía eléctrica en tiempo real, su estructura de generación y
emisiones de CO2 en un día laboral
La demanda real (curva amarilla) refleja el valor instantáneo de la demanda de
energía eléctrica.
La previsión de la demanda (curva verde) y la programación horaria operativa
(línea escalonada roja) son gestionadas por Red Eléctrica acorde con la evolución de la
demanda. La primera de ellas es elaborada con los valores de consumo en periodos
precedentes similares, corrigiéndola con una serie de factores que influyen en el consumo
como laboralidad, climatología y actividad económica. La segunda es la producción
programada para los grupos de generación a los que se haya adjudicado el suministro de
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energía en la casación de los mercados diario e intradiario, así como en los mercados de
gestión de desvíos y regulación terciaria.
Si comparamos los gráficos resultantes de un día laboral y un día festivo podemos
observar como las curvas son completamente diferentes, ello es debido a que no se
demanda la misma energía eléctrica todos los días ni a las mismas horas.
En el gráfico correspondiente a un día laboral, como se muestra en la Figura 2.2, se
observa que próximo a las 10:00 horas hay un pico de demanda, esto se explica con que a
esa hora la población activa está ya en su puesto de trabajo. Lo mismo ocurre entre las
20:00 y las 22:00 horas, esta vez correspondiéndose con la vuelta a casa y el encendido de
las luces. Por otro lado, en un gráfico correspondiente a un día no laboral como el
mostrado en la Figura 2.3, la demanda es mayor en torno a las 12:00 horas y a última horade la noche. [8]
Figura 2.3 Demanda de energía eléctrica en tiempo real, su estructura de generación yemisiones de CO2 en un día festivo
Como se observa en la Figura 2.4, junto a la estructura de generación se presenta eltotal de emisiones de CO2 producidas por el parque de generación peninsular español.
Además, te permite saber donde se está generando la energía que se está consumiendo,
para este caso el ciclo combinado está generando el 28.9% de la energía eléctrica que se
está demandando y sus emisiones de CO2 son de media 3000 t/h.
De todas las fuentes de energía las que no generan emisiones de CO2 son la eólica,
la hidráulica y la nuclear.
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Figura 2.4 Estructura de generación y emisiones de CO2 para ciclo combinado: 28.9%
Red Eléctrica no sólo prevé la demanda de energía eléctrica en tiempo real, también
permite estudiar el detalle de la estructura de generación en tiempo real que se muestra en
la Figura 2.5. Éste nos permite saber que el mayor porcentaje de generación de energía
eléctrica por parte de los ciclos combinados para ese día fue del 32.8% y que se alcanzó a
las 18.20 horas.
Figura 2.5 Detalle de la estructura de generación en tiempo real
POLÍTICA ENERGÉTICA
En el actual debate sobre la política energética del país y las negociaciones para
alcanzar un pacto de Estado, el ministro de industria, Miguel Sebastián, junto con el portavoz económico, Cristóbal Montoro, anunciaron a finales de Junio de 2010 el inicio de
las conversaciones sobre el pacto de Estado sobre energía. [9] Las negociaciones, tenían
como base el documento ‘Elementos para un acuerdo sobre la política energética’ en el
cual podemos encontrar:
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“La energía desempeña un papel troncal en la estructura productiva de la economía
española, ya que está presente como factor de producción en la práctica totalidad de los
procesos de producción. Por esta razón, aquellas medidas destinadas a conseguir que la
producción energética sea más barata y sostenible y el consumo más racional y eficiente
tienen un efecto multiplicador sobre la actividad económica (...)”
“La política energética debe estar orientada a garantizar la seguridad del suministro,
la eficiencia económica y el respeto al medio ambiente. Con este fin las medidas de
política energética deben desarrollarse en torno a los siguientes ejes:
La definición de un mix energético en el año 2020 equilibrado y diversificado entre
las diferentes fuentes de energía primaria:
1. El desarrollo de las infraestructuras y las interconexiones internacionales.
2. La profundización en la liberación de los mercados energéticos, con el
objetivo de mejorar la competitividad de la industria.
3. El reforzamiento de las políticas de ahorro y eficiencia energética.
4. La revisión de los costes regulados del sistema, incluyendo las medidas
necesarias para lograr el cumplimiento de los objetivos de energías
renovables de una manera sostenible, técnica y económicamente.
5. El desarrollo de la seguridad nuclear y la gestión de los residuos.”
En Octubre, a la presión de las eléctricas ya existente se le sumó también la
Asociación Española del Gas (Sedigas), que de acuerdo con la actual situación regulatoria
reclama que “las anunciadas negociaciones de un Pacto Estado de Energía culminen cuanto
antes, dado que una política sólida y de largo plazo contribuirá de manera decisiva a la
estabilidad del sector energético en general y del gasista en particular, que emplea a 90.000
personas en España, y a la recuperación económica del país”. Sedigas defiende que se
defina un Plan de Ciclos Combinados en el que a la función de seguridad del suministro se
añada el papel de respaldo del sistema eléctrico ante el aumento del peso de las renovablesen el país. [10]
En conclusión, se debe analizar el problema número uno del siglo XXI: el futuro de
la energía. El análisis de la situación real nos dará conocimiento cívico-social y la
responsabilidad conjunta de tomar decisiones estratégicas para el futuro.
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3. TEORIA BÁSICA DEL PROYECTO
3.1. CICLOS DE POTECIA Y CICLO COMBINADO
Para comprender perfectamente el funcionamiento de un ciclo combinado tenemos
que tener claro previamente el funcionamiento por separado del ciclo de vapor y de gas,
puesto que el ciclo combinado es la aplicación conjunta de una turbina de gas y una turbina
de vapor.
Los ciclos de potencia son ciclos durante los cuales se obliga a un fluido de trabajo
a producir una cantidad neta de trabajo mecánico, la clasificación según el tipo de fluido de
trabajo es:
x Ciclos de vapor (Ciclo Rankine)
x Ciclos de gas (Ciclo Brayton)
Y según su nivel de eficiencia se diferencian en:
x Ciclos reversibles. Poseen la máxima eficiencia.
x Ciclos ideales. Poseen más eficiencia que los reales.
x Ciclos reales. Se busca aumentar su eficiencia.
Los sistemas de producción de potencia se basan en el ciclo de Carnot directo,
como el mostrado en la Figura 3.1, donde los ciclos de potencia han de contar con un
rendimiento inferior al 100%, dependiente de la temperatura de los focos caliente y frío.
Los ciclos de Carnot cumplen las siguientes características:
1. Es independiente del fluido de trabajo.
2. Es el ciclo más eficiente que puede ejecutarse entre un foco térmico a
temperatura H T (foco caliente o fuente) y otro foco térmico a temperatura C T
(foco frío o sumidero).
3. El valor real del ciclo de Carnot reside en que es el estándar respecto al que
podemos comparar ciclos reales e ideales.
4. Las eficiencias de las máquinas térmicas reversibles que operan entre los
mismos dos focos es la misma.
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Figura 3.1 Sistema de producción de potencia: Ciclo de Carnot directo
H Q es el calor entregado al sistema proveniente del foco caliente, mientras que C Q
es el calor cedido por el sistema al entorno en el foco frío, luego la eficiencia térmica será
el trabajo neto obtenido del ciclo a partir del calor entregado a éste.
H C cycle QQW
H
C
H
cycle
Q
Q
Q
W 1K
La máxima eficiencia térmica sería aquella que igualase los calores intercambiados
con las temperaturas a la que se encuentran sus respectivos focos térmicos. Sin embargo,
en la realidad esto nunca se puede llegar a cumplir, razón por la que el rendimiento
siempre es menor que la unidad.
H
C
T
T 1maxK
Los ciclos que se efectúan en dispositivos reales son difíciles de examinar porquehay demasiadas variaciones y detalles que se tienen que tomar en cuenta al mismo tiempo
y se complica demasiado. Para facilitar el estudio de los ciclos se opta por el ciclo ideal, en
el cual se eliminan dichas complicaciones que no permiten un análisis eficaz, por lo tanto
se llega a alejar de la realidad pero de forma moderada. Se puede notar en la Figura 3.2 que
difieren pero se encuentran aproximadamente en el mismo rango, siendo el ciclo real el
delimitado por los puntos 1-2-3-4 y el ideal el delimitado por 1-2’-3-4’.
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Figura 3.2 Diagramas de un ciclo ideal y un ciclo real
Los ciclos ideales cumplen determinadas idealizaciones tales como:
x El ciclo no implica ninguna fricción, sin pérdidas de carga, por lo tanto el
fluido de trabajo no experimenta ninguna reducción de presión cuando fluye
en tuberías o intercambiadores de calor.
x Sin variación de energía cinética y potencial en turbinas, compresores y
bombas, así como en las calderas y condensadores.
x La expansión y la compresión son adiabáticas.
x Buen aislamiento en las tuberías siendo la transferencia de calor por ellasdespreciable.
x Son internamente reversibles pero, a diferencia del ciclo de Carnot, no es
necesario que sean externamente reversibles, pueden sufrir irreversibilidades
externas al sistema como la transferencia de calor debido a una diferencia de
temperatura.
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3.1.1. Ciclo Rankine
El ciclo Rankine sirve de base al funcionamiento de las centrales térmicas conturbina de vapor, las cuales producen la mayor parte de energía eléctrica que se consume
en el mundo. Es el ciclo más adecuado de las centrales eléctricas de vapor y funciona de
manera que el fluido de trabajo cambia de fase líquida a vapor. El fluido de trabajo es agua
para el ciclo Rankine.
Un ciclo Rankine consta de varios componentes conectados tal y como se muestra
en la Figura 3.3, estos son:
1. Bomba
2. Caldera
3. Turbina
4. Condensador
Figura 3.3 Ciclo de potencia básico Rankine
En el ciclo el agua líquida, generalmente subenfriada, es inicialmente impulsada
por la bomba donde su temperatura y presión se eleva. El agua a alta presión sigue hacia la
caldera en donde tiene lugar el cambio de fase líquido-vapor gracias a un aporte de calor, y
donde se alcanza la temperatura máxima. A su salida este vapor resultante se hace pasar
por la turbina, donde se expande disminuyendo su presión. El vapor es empleado para
producir potencia haciendo girar un generador acoplado a su eje y así obtener electricidad,
a continuación sigue hacia el condensador para volver a cambiar de estado, esta vez deestado vapor a líquido mediante una cesión de calor.
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Los diagramas de propiedades T-s y P-v sirven como apoyo auxiliar en el análisis
de procesos termodinámicos. El diagrama T-s que corresponde al ciclo Rankine ideal se
observa en la Figura 3.4.
Figura 3.4 Diagrama T-s del ciclo Rankine ideal
1-2’: Compresión isentrópica en la bomba.
2’-3: Aportación de calor a presión constante en una caldera.
3-4’: Expansión isentrópica en la turbina.
4’-1: Cesión de calor a presión constante en el condensador.
El fluido de trabajo entra en la caldera en el estado 2’, donde se le aporta calor a
presión constante, hasta que alcanza la temperatura máxima correspondiente al estado 3.
Posteriormente, el fluido entra a la turbina y tiene lugar una expansión isentrópica,
produciendo cierta potencia. El fluido sale de la turbina al estado 4’ y pasa a ser enfriado
en el condensador en un proceso a presión constante, de donde sale al estado 1, listo para
entrar a la bomba. En la bomba el fluido es comprimido isentrópicamente al estado 2’ y
comienza de nuevo el ciclo.
El rendimiento o la eficiencia del ciclo descrito equivale a:
ba Área
Áreater
3'2.
'43'21.K
Estados para el ciclo ideal:
1. Líquido saturado
2. Líquido subenfriado
3. Vapor sobrecalentado
4. Vapor saturado
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PRINCIPIO DEL CICLO RANKINE
Según nos situemos en una zona u otra del diagrama T-s correspondiente al cicloRankine, implicará unas condiciones u otras. No sólo respecto a la presión y la
temperatura, también acerca de la fase en que se encuentra el líquido de trabajo.
El ciclo de Carnot resultante para los componentes que forman el ciclo Rankine es
el mostrado en la Figura 3.5. Este diagrama presenta dos problemas:
1. Problema mecánico. En la bomba únicamente puede entrar líquido, nada de
vapor, ya que dañaría la bomba llegando a provocar su rotura. Para evitarlo
debemos desplazar el punto 1, situado en la región de mezcla agua-vapor,
hacia la izquierda hasta cortar con la curva y así obtener agua líquidasaturada. Hay que controlar la presión y la temperatura en este punto ya que
ante una ligera variación, como puede ser un descenso de la temperatura o de
la presión, provocaría el desplazamiento del punto 4 de nuevo a la zona de
mezcla.
2. Problema de rendimiento. A la salida de la turbina el titulo del vapor deber ser
x >80% para minimizar la formación de gotas y reducir la humedad en la
turbina. Para garantizar que se cumpla esta condición tenemos que desplazar
hacia la derecha el punto 3 lo suficiente para que al realizar la expansiónisentrópica nos encontremos en la región de mezcla que cumpla
80%< x <100%.
El ciclo resultante tras solventar ambos problemas es el mostrado en la Figura 3.6.
Figura 3.5 Diagrama T-s con mezcla Figura 3.6 Diagrama T-s con agua
agua-vapor saturada y x > 80%
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ANÁLISIS ENERGÉTICO DEL CICLO RANKINE
El objetivo del análisis es determinar la eficiencia del ciclo, para ello debemosencontrar las relaciones y las magnitudes de las interacciones de trabajo y calor necesarias:
1. Balance de masa
¦¦xx
Salida Entrada
VC mmdt
dm
¦¦xx
Salida Entrada
mm
2. Primer principio de la termodinámica
¸¸
¹
·
¨¨
©
§
¸¸
¹
·
¨¨
©
§ ¦¦
xxxx
z g v
hm z g v
hmW Qdt
dE
Salida EntradaVC VC
VC
22
22..
0 ¦¦xxxx
hmhmW QSalida Entrada
3. Segundo principio de la termodinámica
xxxx
6 ¦¦ V sm smT
Q
dt
dS
Salida Entrada
VC
Siendo VC el volumen de control con objeto de estudio, h la entalpía, s la entropía
y V la irreversibilidad. A continuación se realizan los cálculos para cada uno de los
componentes que conforman el ciclo de Rankine.
Caldera:
0 ¦¦xxxx
hmhmW QSalida Entrada
CalderaCaldera
03322 xxx
hmhmQCaldera
¦¦xx
Salida Entrada
mm ; Calderammmxxx
32
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23 hhmQ Caldera
Caldera
xx
Caldera
Caldera
Calderam
x
x
23 hhqCaldera
Turbina adiabática:
0 ¦¦xxxx
hmhmW QSalida Entrada
TurbinaTurbina
04433 xxx
hmhmW Turbina
¦¦xx
Salida Entrada
mm ;
CalderaTurbina mmxx
34 hhmW TurbinaTurbina
xx
Turbina
Turbina
Turbina
m
W w
x
x
43 hhwTurbina
Condensador :
0 ¦¦
xxxx
hmhmW Q Salida Entradar Condensador Condensado
01144 xxx
hmhmQr Condensado
¦¦xx
Salida Entrada
mm ;
Calderar Condensado mmxx
Turbinammmxxx
43
r Condensadommmxxx
14
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41 hhmQ r Condensado
r Condensado
xx
r Condensado
r Condensado
r Condensadom
x
x
41 hhqr Condensado
Bomba adiabática:
0 ¦¦xxxx
hmhmW QSalida Entrada
Bomba Bomba
02211 xxx
hmhmW Bomba
¦¦xx
Salida Entrada
mm ;
Caldera Bomba mmxx
12 hhmW Bomba Bomba
xx
Bomba
Bomba
Bomba
m
W w
x
x
21 hhw Bomba
Ciclo completo:
0 ¦¦xxxx
hmhmW QSalida Entrada
CICLOCICLO
C H Salida Entrada Neto
QQQQQxxxxx
xxxxx
entrada Bomba salidaTurbinaSalida Entrada Neto
W W W W W ,,
Bombammmxxx
21
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EFICIENCIA DEL CICLO RANKINE
La eficiencia o rendimiento térmico es una magnitud de proceso y adimensional,definida como el cociente de la energía que deseamos obtener del ciclo y la energía que se
debe transferir para su funcionamiento.
H
C
H
C H
Entrada
CICLO
Q
Q
Q
Q
W
x
x
x
xx
x
x
1K
Siendo H Q el calor entregado al sistema proveniente del foco caliente y C Q el calor
cedido por el sistema al entorno en el foco frío.
Entrada
Salida
Entrada
Salida
Entrada
Salida Entrada
Entrada
CICLO
q
q
Q
Q
Q
Q
W
x
x
x
xx
x
x
11K
El convenio de signos empleado en termodinámica para evaluar los intercambios de
energía entre un sistema y su entorno es:
x Positivo (W>0) si el sistema realiza trabajo sobre el exterior y negativo(W<0) si se realiza trabajo sobre el sistema.
x Positivo (Q>0) si el calor es absorbido por el sistema, aumentando su energía
interna, y negativo (Q<0) si el sistema cede calor al entorno exterior.
Figura 3.7 Convenio de signos para el calor y el trabajo
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Aplicando el criterio anterior se obtiene:
14 hhqqr CondensadoSalida
23 hhqqCaldera Entrada
Por lo que finalmente la eficiencia térmica del ciclo Rankine es:
23
141hh
hh
K
La eficiencia térmica de un ciclo Rankine depende únicamente de las propiedades
termodinámicas del flujo másico del fluido de trabajo en cada estado del ciclo. Dicha
eficiencia se mejora aumentando y/o disminuyendo estas entalpías.
El rendimiento isentrópico de la turbina, que representa el grado de alejamiento de
una turbina respecto al proceso ideal isentrópico, jugaría un papel principal en las
desviaciones al ciclo ideal y en la reducción del rendimiento. El rendimiento isentrópico de
la bomba y las pérdidas de carga en el condensador y la caldera tendrían una influencia
mucho menor sobre la reducción de rendimiento del ciclo.
Los respectivos rendimientos para bomba y turbina son:
12
12
hh
hh
h
h s
real
ideal Bomba
'
'K
sideal
real Turbina hh
hh
h
h
43
43
'
'K
Siendo sh2 y sh4 las entalpías correspondientes a compresiones y expansiones
isentrópicas.
El diagrama T-s correspondiente para el ciclo Rankine real es el que se muestra en
la Figura 3.8, habiendo en este caso que tener en cuenta el área 1-2-3-4 en el rendimiento.
El rendimiento del ciclo real siempre es inferior al obtenido en el ciclo ideal.
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Figura 3.8 Diagrama T-s del ciclo Rankine real
La eficiencia térmica nunca puede ser mayor que uno. Esto limitaría la segunda ley
de la termodinámica, la eficiencia máxima la limita Carnot, así pues la máxima eficiencia
sería:
H
C
caliente foco
frío foco
T
T
T
T 11
.
.maxK
Las eficiencias de plantas eléctricas de vapor que operan basadas en el ciclo
Rankine están en torno al 20-25%. Con regeneración, recalentamiento se alcanza 36-40%.
La evolución de las centrales térmicas ha estado condicionada por la búsqueda de
mejoras en el rendimiento térmico del ciclo termodinámico, ya que incluso pequeñas
mejoras en el rendimiento significan grandes ahorros en los requerimientos del
combustible. La idea básica detrás de todas las modificaciones para incrementar el
rendimiento de un ciclo de potencia es aumentar la temperatura promedio a la cual el calor
se transfiere al fluido de trabajo en la caldera, o disminuir la temperatura promedio a la
cual el fluido de trabajo cede calor al condensador.
La eficiencia térmica del ciclo puede modificarse por varios métodos:
x REDUCCIÓN DE LA PRESIÓN DEL CONDENSADOR
Si reducimos la presión del condensador, manteniendo el punto 3 igual, estamos
reduciendo la temperatura del foco frío C T , la humedad aumenta al punto 4’ y el
área 1-2-3-4-1 aumenta hasta el área 1’-2’-3-4’-1’, implicando ello que la salida
neta de trabajox
CICLOW del ciclo aumente. Además los requerimientos de entrada de
calor
x
EntradaQ también aumentan al aumentar el área debajo de la curva comprendida
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entre los puntos 2-3 hasta los puntos 2-3’ tal y como podemos observar en la
Figura 3.9.
El aumento de trabajo netox
CICLOW es mayor al aumento del requerimiento de calor
por ciclox
EntradaQ , de forma que la eficiencia térmica del ciclo aumenta, siendo éste:
'
''1'
23
14
hh
hh
K 'K >K
Figura 3.9 Diagrama T-s del ciclo Rankine al disminuir la presión de baja
El límite de presión del condensador lo impone:
La temperatura del medio de enfriamiento.
La alta humedad en la etapa final de la turbina.
La entrada de aire por las tuberías.
x SOBRECALENTAMIENTO DEL VAPOR A ALTAS TEMPERATURAS
Manteniendo las presiones del ciclo idénticas, pasamos de situarnos en los puntos 3
y 4 a situarnos en los puntos 3’ y 4’ respectivamente, con lo que aumenta el área 1-
2-3-4-1 hasta el área 1-2-3’-4’-1, implicando que la salida neta de trabajo del
ciclox
CICLOW aumente. Dicho incremento resultante de trabajo podemos observarlo en
el diagrama T-s representado en la Figura 3.10.
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Los requerimientos de entrada de calor x
EntradaQ también aumentan al aumentar el área
debajo de la curva 2-3 hacia 2-3’.
El aumento del trabajo neto es mayor al aumento simultáneo de requerimiento de
calor por ciclo por lo tanto la eficiencia térmica aumenta conforme aumenta la
temperatura.
23
14
'
'1'
hh
hh
K 'K >K
Figura 3.10 Diagrama T-s del ciclo Rankine al aumentar la temperatura máxima
El límite de temperatura a la que el vapor se sobrecalienta está impuesto por
consideraciones metalúrgicas.
x INCREMENTO DE LA PRESIÓN DE LA CALDERA
La eficiencia del ciclo Rankine puede incrementarse también aumentando la
presión de operación de la caldera.
Si se aumenta la presión de alta manteniendo la presión baja y la temperatura
máxima idénticas, se obtiene que la salida neta de trabajox
CICLOW del ciclo aumenta,
el área 1-2’-3’-4’-1 es mayor que el área original 1-2-3-4-1, y los requerimientos de
calor x
EntradaQ disminuyen al disminuir el área bajo la curva 2-3 hacia el área 2’-3’.
Este aumento del trabajo neto junto a la disminución de requerimiento de calor por
ciclo hace que la eficiencia térmica del ciclo aumente aunque origine un mayor
grado de humedad, pasamos del punto 4 al punto 4’.
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''
'1'
23
14
hh
hh
K 'K >K
En la Figura 3.11 vemos con detalle el incremento y la disminución del trabajo neto
resultante tras las modificaciones anteriormente mencionadas.
Figura 3.11 Diagrama T-s del ciclo Rankine al aumentar la presión de alta
El incremento de presión en la caldera está limitado por el título del vapor a la
salida de la turbina.
CICLO DE RANKINE CON RECALENTAMIENTO
Un aumento en la presión de operación de la caldera origina un mayor grado de
humedad en los últimos pasos de la turbina, este problema puede solucionarse
haciendo uso del recalentamiento.
Como podemos observar en la Figura 3.12 este ciclo emplea una turbina de
múltiples etapas, de alta presión y de baja presión, logrando aumentar la eficiencia
del ciclo con el aumento de presión en la caldera y disminuir la humedad en lasúltimas etapas de la turbina hasta un valor seguro. El resto de los componentes son
los mismos que los empleados en un ciclo de potencia Rankine básico.
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Figura 3.12 Ciclo de potencia Rankine con recalentamiento
Es un ciclo utilizado con frecuencia donde el vapor a alta presión procedente de la
caldera se expande sólo parcialmente en una parte de la turbina hasta una cierta
presión intermedia, para volver a ser recalentado en la caldera. Posteriormente, el
vapor retorna a la turbina, en donde se expande hasta la presión del condensador,siendo el diagrama T-s correspondiente al ciclo el representado en la Figura 3.13.
El ciclo Rankine con sobrecalentamiento solamente, sería más eficiente que el ciclo
con recalentamiento, si en el primero fuera posible calentar el vapor hasta el estado
3’ sin dar lugar a problemas en los materiales.
Figura 3.13 Diagrama T-s del ciclo Rankine con recalentamiento
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CICLO DE RANKINE CON REGENERACIÓN
La regeneración consiste en extraer parte del vapor que se expansiona en la turbinacon el fin de mezclarlo con el agua saliente del condensador y ahorrar así parte de
la energía empleada en calentarla. Se consigue por tanto una reducción del calor
aportado al fluido en la caldera, a costa de una pequeña reducción del trabajo de
expansión producido por la turbina. En definitiva, mientras la cantidad de vapor
extraída no sea excesiva, el rendimiento experimenta un incremento.
La regeneración proporciona dos ventajas adicionales:
x La mejora del rendimiento isentrópico de la turbina, al disminuir el gasto en
la etapa de mayor humedad, que es precisamente la que ocasiona mayores pérdidas.
x La reducción de la sección de salida de la turbina, dimensión crítica en las
turbinas dado el elevado volumen específico del vapor cuando sale de la
misma, y limitante de la velocidad de giro de la propia turbina y por tanto
de la potencia que puede generar.
El esquema correspondiente al ciclo Rankine con regeneración es el representado
en la Figura 3.14.
Figura 3.14 Ciclo de potencia Rankine con regeneración
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El aumento de rendimiento que proporciona la regeneración se ve reflejado en el
diagrama T-s representado en la Figura 3.15, ya que aumenta el área delimitada por
los puntos.
Figura 3.15 Diagrama T-s del ciclo Rankine con regeneración
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3.1.2. Ciclo Brayton
El objetivo del ciclo Brayton de turbina de gas es convertir la energía química de uncombustible en calor y posteriormente en trabajo, por lo cual su rendimiento se expresa en
términos de eficiencia térmica.
Las dos principales áreas de aplicación de la turbina de gas son la propulsión de
aviones y la generación de energía eléctrica. Cuando se emplean en propulsión de aviones,
la turbina de gas produce la potencia suficiente para accionar el compresor y a un pequeño
generador que alimenta el equipo auxiliar. Los gases de escape de alta velocidad son los
responsables de producir el empuje necesario para accionar la aeronave. Las turbinas de
gas también se utilizan como centrales que producen energía eléctrica, la cual se generamediante centrales eléctricas de vapor. Las centrales eléctricas de turbina de gas son
empleadas por la industria de generación eléctrica en emergencias y durante períodos de
pico gracias a su bajo coste y rápido tiempo de respuesta, característica que comparten las
centrales hidráulicas. De hecho el funcionamiento habitual de las turbinas de gas es
siempre al mismo régimen y las variaciones de demanda de potencia se hacen manteniendo
el régimen y variando el par (fuerza de giro) generado.
Gran parte de las flotas navales emplean turbinas de gas para propulsión y para la
regeneración de energía eléctrica. Comparadas con la turbina de vapor y los sistemas de
propulsión diesel, la turbina de gas ofrece mayor potencia para un tamaño y pesodeterminados, alta confiabilidad, larga vida y operación más conveniente. El tiempo de
arranque de la máquina se ha visto reducido a menos de dos minutos para una turbina de
gas frente a un sistema de propulsión típico que emplea un tiempo de arranque mucho
mayor.
También se han aplicado en automoción pero existen problemas que dificultan su
aplicación. Estos problemas son que aceptan mal los arranques y las paradas y les cuesta
mucho cambiar de régimen, son muy lentas acelerando.
Generalmente las turbinas de gas operan en un ciclo abierto, como muestra laFigura 3.16. Se introduce aire fresco en condiciones ambiente dentro del compresor donde
su temperatura y presión se eleva. El aire de alta presión sigue hacia la cámara de
combustión donde el combustible se quema a presión constante. Luego los gases de alta
temperatura que resultan entran a la turbina, donde se expanden hasta la presión
atmosférica, de tal forma que producen potencia. Los gases de escape que salen de la
turbina se expulsan hacia fuera (no se recirculan), lo que provoca que el ciclo se clasifique
como un ciclo abierto.
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Figura 3.16 Ciclo de potencia Brayton abierto
El ciclo de turbina de gas también puede ejecutare como un ciclo cerrado para ser
utilizado en centrales nucleoeléctricas, esta vez el fluido de trabajo no se limita al aire y
puede emplearse un gas con características más convenientes.
La principal diferencia entre ambos ciclos radica en que los productos provenientes
de la turbina no son enviados al ambiente sino a un intercambiador de calor. El modelocorrespondiente al ciclo cerrado es el mostrado en la Figura 3.17.
Figura 3.17 Ciclo de potencia Brayton cerrado
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En este caso los procesos de compresión y expansión permanecen iguales, pero el
proceso de combustión se sustituye por un proceso de adición de calor a presión constante
de una fuente externa, y el proceso de escape se reemplaza por uno de rechazo de calor a
presión constante hacia el aire ambiente. El ciclo ideal que el fluido de trabajo experimenta
en este ciclo cerrado es el ciclo Brayton, que está integrado por cuatro procesos
internamente reversibles:
1-2: Compresión isentrópica en el compresor.
2-3: Aportación de calor a presión constante.
3-4: Expansión isentrópica en la turbina.
4-1: Cesión de calor a presión constante.
En los siguientes diagramas, Figura 3.18, se pueden observar los procesos y estados
descritos en el ciclo Brayton.
Figura 3.18 Diagramas T-s y P-v para el ciclo Brayton cerrado
Los diagramas de propiedades T-s y P-v sirven como apoyo auxiliar en el análisis
de procesos termodinámicos. Tanto en los diagramas T-s como en los P-v, mostrados en la
Figura 3.19, el área encerrada en las curvas del proceso de un ciclo representa el trabajo
neto producido durante el ciclo, lo cual es equivalente a la transferencia de calor neta de
ese ciclo.
Figura 3.19 Diagramas T-s (Temperatura-Entropía) y P-v (Presión-Volumen)
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El fluido de trabajo en ciclo cerrado entra al intercambiador de calor de alta
temperatura en el estado 2, donde se le agrega energía a un proceso de presión constante,
hasta que alcanza la temperatura elevada del estado 3. Entonces, el fluido entra a la turbina
y tiene lugar una expansión isentrópica, produciendo cierta potencia. El fluido sale de la
turbina en el estado 4 y pasa a ser enfriado, en un proceso a presión constante, en el
intercambiador de calor de baja temperatura, de donde sale al estado 1, listo para entrar al
compresor. Ahí el fluido es comprimido isentropicamente al estado 2 y el ciclo se repite.
Empleando el balance de masa junto con el primer y el segundo principio de la
termodinámica, obtenemos las ecuaciones correspondientes a los aportes y cesiones de
calor y trabajo para cada uno de los componentes del ciclo:
Compresor: 12 hhm
W c
x
x
Intercambiador de calor a baja temperatura: 14 hhm
Qout
x
x
Turbina: 43 hh
m
W t
x
x
Intercambiador de calor a alta temperatura: 23 hhm
Qin
x
x
La eficiencia térmica nunca puede ser mayor que uno, así pues la máxima eficiencia
sería:
x
xx
in
ct
Q
W W K
La eficiencia térmica indica el porcentaje de potencia neta obtenida del ciclo a
partir del calor aportado al sistema, siendo la potencia neta la diferencia de la potencia
generada en la turbina frente a la que se requiere en el compresor.
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3.1.3 Ciclo Combinado
Existen numerosas posibilidades de combinar entre sí dos ciclos que evolucionan adiferentes temperaturas. El principio termodinámico de la combinación está basado en la
estrategia de aumentar la temperatura máxima H T (para el ciclo de baja temperatura) y
disminuir la temperatura mínima C T (para el ciclo de alta temperatura). Es fácil demostrar
que el rendimiento de esas instalaciones combinadas es mejor que el de cada una de las
plantas que las componen por separado.
Una planta de ciclo combinado implica la existencia casi siempre de una turbina de
gas, una caldera y una turbina de vapor.
Los ciclos combinados de turbina de gas y vapor como el que se observa en la
Figura 3.20, aprovechan parte de la energía térmica de los gases de escape del ciclo
Brayton, que de otro modo sería residual, en una caldera de recuperación de calor para
obtener vapor destinado a la producción de potencia en un ciclo Rankine.
Figura 3.20 Esquema del funcionamiento de un Ciclo Combinado
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Básicamente, se trata de generar electricidad a partir de la combustión de un gas o
de fuel. Para el circuito aire-gases, los gases provenientes de la combustión se envían a la
turbina que gira como consecuencia del paso de los gases por sus álabes. Esta energía
mecánica mueve el alternador que va unido a la turbina de gas transformando esa energía
en energía eléctrica.
A la salida de la turbina, los gases de escape, a temperaturas superiores a los 500ºC,
han perdido temperatura y presión pero aún contienen la suficiente energía como para que
valga la pena aprovecharla en la caldera de recuperación de calor. [12] Esta caldera actúa
como un intercambiador de calor a contracorriente donde el gas calienta un grupo de tubos
por donde circula agua o vapor cuya energía se aprovecha en la turbina de vapor que a su
vez acciona un alternador. La energía obtenida en estas instalaciones puede ser utilizada,además de la generación eléctrica, para calefacción a distancia y para la obtención de
vapor de proceso.
La unión de los dos ciclos permite producir más energía que un ciclo abierto y, por
supuesto, con un rendimiento energético mayor. De esta forma, el rendimiento supera el
55%, cuando una turbina de gas rara vez supera el 40%, los valores normales están entorno
al 35%. [12]
Los aumentos de potencia y rendimiento de los ciclos combinados han estado muy
ligados a los de la turbina de gas, ya que es el que configura el ciclo inicial y, por ello, lanueva temperatura máxima del ciclo.
La complejidad del ciclo crece cuando se pretende mejorar el rendimiento, lo que se
justifica tanto más cuanto mayor es el tamaño de la planta. Los más complejos tienen tres
niveles de presión en la caldera, con un recalentamiento intermedio y refrigeración de
álabes de turbina de gas con agua o vapor procedente de la caldera de recuperación de
calor. En potencias menores se emplean alternativas menos complejas como los ciclos de
dos niveles de presión sin recalentamiento.
COMPARATIVA ENTRE TURBINA DE VAPOR Y TURBINA DE GAS
Las turbinas de vapor y gas, a pesar de usar fluidos de trabajo muy diferentes,
tienen muchos puntos comunes de diseño, construcción y operación. Las turbinas de gas
son las más recientes, y difieren de las de vapor en el sentido de que se realiza combustión
dentro de la máquina. Por lo tanto el fluido de trabajo son gases de combustión. Las
mayores diferencias están en las presiones y temperaturas de trabajo de estas máquinas.
En las turbinas de vapor, la temperatura máxima oscila entre los 540 a 600ºC. En
las turbinas de gas en cambio, la temperatura de ingreso de los gases a la turbina es de unos
1000ºC para las de uso industrial e incluso llega a los 1300ºC para turbinas de gas de uso
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aeronáutico. Las presiones máximas son de unos 35 MPa para turbinas de vapor (35 bar), y
entre 4 y 2 MPa para turbinas a gas. El tener altas presiones de admisión requiere una
construcción robusta para las turbinas de vapor, en cambio las turbinas de gas son de
construcción más liviana. [13]
La razón de emplear vapor como fluido de trabajo se debe a la elevada energía
disponible por unidad de kg de fluido de trabajo. Para dos turbinas, una de vapor y otra de
gas con la misma potencia de salida se tiene que el gasto másico de la turbina de vapor es
tres veces menor que el de la turbina de gas.
MANTENIMIENTO DE TURBINA DE VAPOR Y TURBINA DE GAS
La importancia del mantenimiento preventivo que se realice en las turbinas de gas y
vapor nunca se insistirá lo suficiente si se considera la importancia de una planta de
equipos rotacionales confiables y completamente funcionales.
El trabajo de reparación y los servicios de emergencia en las turbinas de gas y
vapor puede convertirse en una tarea costosa y con pérdida de tiempo. El mantenimiento
preventivo que incluya: evaluación del sistema, mediciones, ajustes y reemplazo de partes
puede eliminar tiempos de parada no programados en las operaciones de los sistemas.
Cuando se considera la relación entre beneficio ganado en pico de trabajo con las pérdidas durante las reparaciones no planeadas, el coste beneficio puede verse y
claramente es a favor del mantenimiento preventivo. Es importante asegurarse de estar
utilizando un personal de mantenimiento capacitado adecuadamente para los sistemas de
turbinas de gas y vapor. El seguir los protocolos industriales para el mantenimiento
preventivo no requiere de un personal experto. Requiere supervisión y la capacidad de las
personas que realizan el mantenimiento para acceder a la información actualizada en
relación al procedimiento adecuado. Sin embargo, si el mantenimiento preventivo se
contrata es importante asegurarse que los individuos involucrados empleen tecnologías
aprobadas y actualizadas. Los sistemas de turbinas a gas y vapor que recibanmantenimiento preventivo constante durarán más que sino lo reciben. [14]
Se han realizado numerosos avances para mejorar la eficiencia de las turbinas,
como el llevado a cabo el Dr. Werner Stamm, director de investigación de materiales de
Siemens Power Generation (Alemania). Es el responsable del desarrollo de recubrimientos
protectores para los álabes de las turbinas de vapor y gas. Sus recubrimientos ayudan a
hacer álabes de turbinas de gas más resistentes al calor y a la corrosión.
Uno de los elementos claves empleados para este objetivo fue un metal que se
caracteriza por un punto de fusión muy alto y alta densidad, el Renio. Con ello, se mejoran
las propiedades mecánicas de la capa protectora e impide que el material de base se oxide.
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Sin él, la aleación de níquel de los álabes sólo sobrevive 4000 horas a temperaturas de
funcionamiento máximo. Una vez recubiertos los álabes, sin embargo, la aleación puede
resistir al oxígeno más de 25000 horas, más de lo necesario en una central eléctrica. [15]
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3.2. SISTEMAS TÉRMICOS. CALDERAS
Una caldera es un equipo que consta de diferentes elementos destinados a la producción de vapor de agua o de cualquier otra clase de vapor a partir de su fase líquida.
Estos elementos son la cámara de combustión, la caldera, los sobrecalentadores, los
evaporadores y los economizadores.
Transferencia de calor
El calor puede ser transferido de un cuerpo a otro de diferentes formas:
Conducción
El calor es transferido a través del medio sin desplazamiento de las moléculas. Lasmoléculas con un alto contenido de energía, es decir alta temperatura, ceden energía
cinética a las moléculas cuya energía contenida es menor.
Convección
El calor es transferido mediante la mezcla de moléculas a distintas temperaturas. El
flujo necesario viene determinado por la diferencia de densidad, convección natural, o por
una bomba, convección forzada.
Radiación
Todos los medios con una temperatura por encima del cero absoluto emiten
radiación electromagnética. El origen de la radiación proviene de la energía interna del
medio, cuanto mayor es la temperatura del medio mayor es la radiación electromagnética.
La energía interna del medio más frío se verá incrementada debido a que recibirá más
radiación de la que está emitiendo.
Cambio de estado
La materia puede existir en tres posibles estados; sólido, líquido y gaseoso. El
estado depende del nivel de energía de las moléculas. Estado sólido
Las fuerzas de cohesión entre las moléculas son lo suficientemente fuertes para
conservar el volumen y la forma del cuerpo.
Estado líquido
Las fuerzas de cohesión entre las moléculas son lo suficientemente fuertes para
conservar el volumen del cuerpo, pero no la forma.
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Estado gaseoso
Las fuerzas de cohesión entre las moléculas no son lo suficientemente fuertes paraconservar el volumen y la forma del cuerpo.
Cuanto mayor es la temperatura del medio menores son las fuerzas cohesivas. Para
cada medio la temperatura a la que el medio cambia de un estado a otro es diferente. El
medio empleado en la caldera de recuperación HRSG es el agua, H2O.
Si el calor es añadido al H2O en estado sólido, hielo, éste se licuará y se convertirá
en agua líquida. Si seguimos añadiendo calor ésta se evaporará convirtiéndose en H2O
gaseoso, vapor.
Si continuamos el camino seguido y enfriamos el vapor, este condensará y pasaráde nuevo al estado H2O líquido, de forma que si seguimos enfriando llegaremos al estado
H2O sólido inicial.
El calor necesario para transformar una unidad de masa de agua a vapor se
denomina ‘calor de vaporización’, y el calor que tiene que extraerse del vapor para
transformarlo en agua se denomina ‘calor de condensación’. El calor de vaporización, lo
que equivale al calor de condensación, a 100ºC y 1.013 bar es 2257 kJ/kg.
La temperatura de evaporación, o condensación, a una cierta presión es constante.
Esta se denomina ‘temperatura de saturación’. Esta temperatura de saturación depende dela presión, de forma que cuanto mayor sea la presión mayor será la temperatura.
Temperatura media logarítmica
La diferencia de temperatura entre el medio frío y caliente no es constante a lo
largo del calor intercambiado, esta diferencia también depende del tipo, número de huecos
y de la dirección del flujo entre el medio caliente y el frío. A razón de ello se establece la
diferencia de temperatura logarítmica mT ' :
T
T T T
T m
'
'
''
'1
21
ln
Siendo T ' la diferencia de temperatura entre dos medios, para la caldera de
recuperación HRSG gas de escape y agua y/o vapor, 1T ' es la diferencia correspondiente
entre los medios caliente y frío desde el lado de entrada al medio caliente y 2T ' la
diferencia existente por el lado de salida. Observar la Figura 3.21.
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Figura 3.21 Diferencia de temperatura logarítmica
La Figura 3.22 muestra una útil representación de la transferencia de calor en un
ciclo combinado, un diagrama Q-T. Este diagrama muestra un descenso de la temperatura
del gas de escape y un incremento de la temperatura agua/vapor de un sistema de presión
individual en relación a la cantidad de calor transferida. Un diagrama similar Q-T podría
hacerse para sistemas de presión múltiples.
Al hacer zoom sobre el diagrama Q-T podemos apreciar dos diferencias de
temperaturas, razón por la cual la línea del evaporador y la del economizador no se cortanen un punto. Estas se denominan ‘Pinch’ y ‘Approach’, la primera es la diferencia de
temperatura existente entre el gas a la salida del evaporador y la mezcla vapor/agua del
evaporador, mientras que la segunda corresponde a la diferencia entre el agua a la salida
del último economizador y la mezcla vapor/agua del evaporador.
Figura 3.22 Diagrama Q -T
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3.2.1. Tipología
Las calderas se clasifican en pirotubulares y acuotubulares.
Las pirotubulares son aquellas en las que los humos de la combustión circulan por
el interior de los tubos, los cuales se encuentran sumergidos en el interior de una masa de
agua, todo ello rodeado por una carcasa exterior como se observa en la Figura 3.23. El
combustible se quema en una cámara de combustión, en donde tiene lugar la transmisión
de calor por radiación, y los gases resultantes al atravesar los tubos ceden su calor sensible
por conducción y convección al agua que los rodea produciéndose la vaporización en las
proximidades de los tubos. Estos gases pueden recorrer varias veces la longitud de la
caldera.
Figura 3.23 Esquema de una caldera pirotubular
Generalmente, son calderas pequeñas con presiones inferiores a 20 bar, y su diseño
está limitado por la presión del vapor, ya que presiones superiores a 25 bar obligarían a
incrementar los espesores de carcasa. [16] Sin embargo, las calderas pirotubulares son aúnobjeto de mejoras hoy en día, de esta forma actualmente pueden cubrirse con seguridad y
de forma económica unas producciones de vapor de hasta 50 t/h. [17]
Por el contrario, en las calderas acuotubulares es el agua el que circula por el
interior de los tubos que conforman un circuito cerrado a través del calderín que constituye
la superficie de intercambio de calor de la caldera. Estas calderas son las más comunes, en
ellas el agua líquida entra al economizador, donde se calienta hasta una temperatura
próxima a la de saturación, se introduce en el calderín y desciende por los tubos de riego
hasta el colector inferior, distribuyéndose hacia los tubos vaporizadores, donde se formanlas burbujas de vapor que a su vez se separan en el calderín. El vapor saturado saliente del
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calderín puede calentarse por encima de su temperatura de saturación en el
sobrecalentador.
La circulación del agua por los tubos de bajada (riego) y de subida (vaporizadores)
puede tener lugar por convección forzada con una bomba o natural por medio de diferencia
de densidades.
En la Figura 3.24 se observa la disposición de los componentes que forman una
caldera acuotubular.
Figura 3.24 Interior de una caldera acuotubular
La empresa Steinmüller diseñó la primera caldera acuotubular, era una caldera con
presión de 3 bar y una superficie de calefacción 2.5 m2. Desde entonces estas calderas han
sufrido un gran cambio en lo referente a presión y capacidad. En los sesenta ya se
consiguió una presión superior a 350 bar y temperaturas de más de 600ºC, y
posteriormente fue posible fabricar calderas con capacidades de vapor de más de
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2000 t/h. [17] Debido al principio de diseño no pueden conseguirse unas producciones tan
grandes ni unos parámetros de vapor tan extremos en calderas pirotubulares.
La presión de diseño es la máxima presión de trabajo a la temperatura de diseño y
será utilizada para el cálculo resistente de las partes a presión del componente, siendo la
temperatura de diseño la temperatura prevista en las partes metálicas sometidas a presión
en las condiciones más desfavorables de trabajo. Las temperaturas de servicio son las
diversas temperaturas alcanzadas en los fluidos utilizados en los componentes en las
condiciones normales de funcionamiento.
Independientemente del anterior criterio de clasificación, existen otros como por
ejemplo:
x Según el combustible utilizado: calderas de gas, de gasóleo o de carbón.
x Según la presión de trabajo:
a. Subcríticas: de baja presión ( bar p 20d ), de media presión
( bar p 6420 dd ) y de alta presión ( bar p 64t )
b. Supercríticas: bar p 221!
x Según el medio de transporte de calor: de agua caliente, de agua
sobrecalentada, de vapor saturado o de vapor sobrecalentado.x etc.
RENDIMIENTO DE LA CALDERA
La potencia calorífica útil es la energía por unidad de tiempo empleada en
transformar el agua de alimentación en estado líquido en vapor. Expresándose:
)( wvvu hhmQ
xx
Siendo vmx
el caudal másico de vapor, vh la entalpía de vapor a la salida y wh la
entalpía del agua de alimentación.
El caudal de vapor generalmente no es constante. Depende de las necesidades de la
planta, aunque no es probable que esté sometido a fluctuaciones notables. La mayoría
tienen un punto de funcionamiento óptimo en el cual el rendimiento es el máximo. La
potencia calorífica útil, referida a estas condiciones óptimas de funcionamiento, es la
potencia nominaln
Qx
.
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La potencia aportada por el combustible cQx
es:
PCI mQ cc
xx
Siendo cmx
el caudal másico de combustible y PCI su poder calorífico inferior.
El rendimiento instantáneo iK establece la relación entre la potencia calorífica útil
instantánea y la potencia calorífica aportada por el combustible. Así pues:
c
ui
Q
Qx
x
K
Donde el subíndice ‘i’ hace referencia a valores instantáneos.
El rendimiento nominal nK tiene una definición análoga pero utilizando la potencia
calorífica nominal de la caldera.
PCI m
hhm
Q
Q
c
wvv
c
nn
x
x
x
x
)(K
Cuando se desea determinar el consumo de combustible durante un período de
tiempo determinado, no se puede utilizar el rendimiento instantáneo ni el nominal, porque
ninguno de los dos expresa el rendimiento medio de la caldera durante un período de
tiempo. Para ello, se define el rendimiento estacional eK :
H Q
Q
c
ue
x
x
K
Donde uQx
es la energía útil de la caldera durante el período de tiempo considerado
y H el número de horas de funcionamiento de la caldera durante el mismo período de
tiempo.
Se han desarrollado muchas calderas para satisfacer necesidades especiales, además
de las calderas para convertir energía contenida en los combustibles convencionales.
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3.2.2. Caldera de Recuperación (HRSG)
La caldera de recuperación o HRSG en un ciclo combinado es el elementoencargado de aprovechar la energía de los gases de escape de la turbina de gas
transformándola en vapor. Con posterioridad, ese vapor puede transformarse en
electricidad por una turbina de gas, ser utilizado en procesos industriales o en sistemas de
calefacción centralizados.
Las calderas de recuperación de calor pueden clasificarse en calderas con o sin
postcombustión y en calderas horizontales o verticales, y también por el número de veces
que el agua pasa a través de la caldera.
Las partes principales de una caldera de recuperación de calor son:
x Desgasificador. Es el encargado de eliminar los gases disueltos en el agua de
alimentación, oxígeno principalmente y otros gases que podrían provocar
corrosiones.
x Tanque de agua de alimentación. Depósito donde se acumula el agua quealimenta el sistema, esta agua debe ser muy pura para evitar impurezas que
podrían obstruir los conductos, erosionarlos o corroerlos por las sustancias
que llevasen con ellos.
x Calderín. Lugar de donde se alimenta el evaporador de agua y elsobrecalentador de vapor. Puede haber diferentes tipos de calderines según la
turbina de vapor que alimenten ya sean de baja, media o alta presión.
x Bombas de alimentación. Son las encargadas de enviar el agua desde el
tanque de agua de alimentación a su calderín correspondiente.
x Economizadores. Intercambiadores encargados de precalentar el agua de
alimentación con el calor residual de los gases de escape, aprovechando su
energía con lo que aumentamos el rendimiento de nuestra instalación y
evitamos saltos bruscos de temperatura en la entrada de agua.
x Evaporadores. Intercambiadores que aprovechan el calor de los gases de
escape de temperatura intermedia para evaporar el agua a la presión del
circuito correspondientes, la circulación del agua a través de ellos puede ser
forzada o natural, en la forzada se utilizan bombas y en la natural el efecto
termosifón, aunque también se usan bombas en los momentos de arranque o
cuando sea necesario, devolviendo el vapor al calderín.
x Sobrecalentadores y recalentadores. Intercambiadores que se encuentran en la
parte más cercana a la entrada de los gases procedentes de la combustión en la
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turbina de gas, el vapor que sale ya esta listo para ser enviado a la turbina de
vapor, este vapor debe ser lo más puro posible e ir libre de gotas de agua que
deteriorarían la turbina, también debemos tener controlada la temperatura y
presión del vapor para evitar estrés térmico en los diferentes componentes.
CALDERAS DE RECUPERACIÓN DE CALOR CON O SIN POSTCOMBUSTIÓN
La caldera sin postcombustión es el tipo más común de caldera utilizada en los
ciclos combinados. Esencialmente es un intercambiador de calor en el que se transfiere el
calor de los gases al circuito agua-vapor por convección.
En lo que se refiere a las calderas con postcombustión, aunque pueden construirse
calderas de recuperación con quemadores y aporte de aire adicional, las modificaciones
constructivas normalmente se limitan a la instalación de quemadores en el conducto de
gases a la entrada de la caldera. Ello permite que se pueda utilizar el exceso de oxígeno de
los gases de escape de la turbina, sin sobrepasar temperaturas admisibles para la placa de
protección interna del aislamiento, temperaturas superiores a 800ºC y sin modificar, de
forma importante, la distribución de superficies de intercambio de la caldera sin
postcombustión. [18] Estas calderas normalmente llevan atemperadores de agua
pulverizada para regular la temperatura del vapor.
CALDERAS DE RECUPERACIÓN DE CALOR HORIZONTALES Y VERTICALES
La caldera horizontal es aquélla en la que el gas, a la salida de la turbina, sigue una
trayectoria horizontal a través de los distintos módulos de sobrecalentamiento,
recalentamiento, vaporización y calentamiento de agua, hasta su conducción a la chimenea
de evacuación, puede verse en la Figura 3.25. No necesitan estructura de soporte, siendo en
conjunto una caldera más compacta y barata.
Debido a la construcción compacta, gran parte de los tubos en el interior de los
haces no son accesibles, por lo que en caso de rotura se debe abandonar el uso de dicho
tubo.
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Figura 3.25 Caldera horizontal
Un inconveniente de este tipo de caldera es el drenaje inferior de los colectores y
tubos del recalentador y sobrecalentador, que puede provocar la acumulación de bolsas de
agua que en los arranques podrían impedir la circulación. Por su diseño debemos cuidar los
siguientes detalles constructivos y operativos:
x La pérdida de carga de los gases a lo largo de la caldera debe ser inferior a
300 milímetros de columna de agua.
x Debe cuidarse especialmente la calidad de los materiales empleados en los
módulos más calientes.
x Deben seguirse procedimientos estrictos de soldadura y de control de calidad:
radiografiado, ultrasonidos e inspección visual, especialmente en las
soldaduras de los tubos verticales con los colectores de los módulos más
calientes, tanto por la falta de acceso para reparaciones como por el hecho de
estar sometidos a mayores tensiones térmicas susceptibles de provocar
roturas.
x Debe eliminarse las tensiones residuales de las curvas de los tubos a 180ºC y
las durezas iniciadoras de las grietas.
Durante la operación de estas centrales, en este tipo de calderas se debe prestar
especial atención a lo siguiente:
x Debe seguirse un procedimiento estricto de conservación durante periodos de
paradas prolongadas, para evitar que el agua que se nos quede en los tubos
pueda corroer los materiales. Para evitar corrosiones además debe vigilarse
cuidadosamente los parámetros químicos del agua de alimentación,
especialmente el contenido de oxígeno y la posible contaminación por roturas
de tubos en el condensador.
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x Se deben respetar las rampas de subida y bajada de temperaturas
recomendadas por el fabricante.x Debe vigilarse que los indicadores de tensión de los soportes de las tuberías
principales estén dentro del rango de valores admisibles.
x Se debe establecer procedimientos periódicos de limpieza química, para
eliminar incrustaciones y acumulaciones de material no deseado.
x Debe seguirse el procedimiento de operación en arranques rápidos, para evitar
posibles problemas.
x Se debe disponer de un plan de inspecciones periódicas en aquellas
soldaduras de tubo a colector sometidas a mayor grado de fluencia o fatigatérmica, colectores de salida del sobrecalentador y recalentador y colector de
entrada al economizador.
x En las revisiones mayores se debe inspeccionar interiormente algún tubo de
los evaporadores en la parte alta, para ver si han formado depósitos sólidos
que impidan una correcta transmisión del calor.
x Debe mantenerse un flujo continuo de agua en el economizador durante los
arranques para evitar los choques térmicos en el colector de entrada.
Asimismo, debe controlarse la presión en el economizador a bajas cargas paraevitar la formación de vapor.
Las calderas verticales son parecidas en su configuración a las calderas
convencionales tal y como se aprecia en la Figura 3.26. Constan de una estructura sobre la
que se apoyan los calderines y de la que cuelgan los soportes de los haces horizontales de
tubos.
En estas calderas, los tubos dilatan mejor, no están sometidos a tensiones térmicas
tan elevadas, y son más accesibles para inspección y mantenimiento.
En este tipo de calderas el aislamiento suele ser interior, con protección de la capa
aislante, o mixto, con recubrimiento interno de fibra cerámica en la parte superior donde
los gases son más fríos. En las calderas horizontales el aislamiento también suele ser
interno para evitar utilizar en la carcasa materiales aleados y juntas de dilatación. Conviene
que el material aislante esté recubierto por una chapa para protegerlo del impacto del agua
o vapor en caso de rotura de tubos.
Aunque operacionalmente estas calderas no son tan especiales, las exigencias de
control de calidad durante la construcción y la pureza del agua de alimentación son
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requisitos similares a los de las calderas horizontales, así como las limitaciones y
precauciones en subidas y bajadas de carga.
Figura 3.26 Caldera vertical
Generalmente el modo de operación en este tipo de calderas es en presión
deslizante, donde la presión del vapor fluctúa de acuerdo con el flujo de vapor,
permaneciendo completamente abiertas las válvulas de la turbina. Este método maximiza
el rendimiento de la caldera a cargas parciales, ya que si decrece la producción de vapor, al
reducirse el caudal y la temperatura de los gases de escape de la turbina de gas, también se
reduce la presión, y con ella la temperatura de saturación, con lo que se consigue una alta
vaporización y la recuperación de la mayor parte de la energía de los gases.
La caldera de una central térmica de ciclo combinado es sin duda uno de los
elementos más susceptibles de sufrir averías. Se trata de un elemento estático pero sujeto a
grandes tensiones térmicas. Si a ello se le une que las centrales de ciclo combinado están
concebidas para ser flexibles en cuanto a su carga, el resultado es que la caldera se
convierte en el equipo más crítico de una central térmica de ciclo combinado, el más propenso a causar indisponibilidades por avería y el que peor estado técnico presenta en
una revisión programada.
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3.2.3. Calderín
El calderín es un depósito en el que permanecen en equilibrio los estados vapor ylíquido. Es un recipiente de forma cilíndrica al que le llega el agua líquida proveniente de
los economizadores a una temperatura próxima a la de saturación y que cuenta con dos
salidas. Una de la cual parten los tubos de alimentación de agua de los evaporadores y otra
para el vapor saturado que se dirige hacia los sobrecalentadores para ser sobrecalentado.
En el calderín es donde se recogen los lodos de la caldera acuotubular.
El volumen del calderín debe ser el suficiente para alojar las fluctuaciones de nivel
que pueden producirse durante el arranque, sin disparar la caldera HRSG a condiciones de
altos o bajos niveles de agua. El volumen mínimo del calderín debe ser aquelcorrespondiente al mayor almacenado durante 90 segundos con flujo máximo, o el 50%
para el calderín de alta presión y 75% para el calderín de presión intermedia del volumen
de los tubos de transferencia de calor del evaporador y de los intercambiadores conectados
a él. La presión mínima de almacenamiento debe prestar siete minutos de almacenamiento
a la máxima presión de la combinación resultante entre alta e intermedia presión de agua
de alimentación y baja presión para los flujos de vapor.
La fracción de vapor existente en el interior del calderín se regula gracias a los
evaporadores, ellos reciben el agua de la parte inferior del calderín y devuelven al mismo
el agua en estado vapor, de forma que si queremos aumentar o disminuir esta fracciónúnicamente tenemos que variar la cantidad de agua enviada a los evaporadores. De esta
forma tal y como apreciamos en la Figura 3.27, si incrementamos el caudal de agua que
circula por los tubos evaporadores, mayor será el caudal de vapor generado, por lo tanto,
mayor será la fracción de vapor en el interior del calderín.
Figura 3.27 Calderín
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4. SIMULACIÓN
4.1. SIMULADOR ECOSIMPRO
Los principales conceptos del simulador son:
x Librería. Contiene los distintos de componentes, puertos, funciones, etc. para
cada disciplina.
x Puerto. Encapsula las variables que se transmiten entre los componentes.
Pueden ser de origen térmico, mecánico, eléctrico, etc.
x Componente. Representa un modelo a través de datos y ecuaciones, por ejemplo, intercambiadores de calor, taques, bombas, etc. Son los bloques
empleados para la construcción del modelo.
x Modelo matemático. Ordena las ecuaciones del componente a través de una
secuencia de cálculo según las condiciones establecidas. Los componentes
pueden tener más de un modelo matemático.
x Experimento. Simulación.
Para la realización de este proyecto se han empleado las siguientes librerías:x Librería Control 3.0
x Librería FluidaPro 2.0
x Librería Math 3.0
x Librería Thermal 3.2
La habilidad para interactuar entre todas ellas permite ha permitido realizar un
modelo multidisciplinar. Una muestra de algunos componentes de estas librerías es la que
se muestra a continuación en la Figura 4.1.
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Figura 4.1 Ejemplo de algunos componentes de EcosimPro
4.2. IDENTIFICACIÓN Y CONTROL DEL SISTEMA
En este proyecto se ha llevado a cabo la simulación y el control de la caldera de
recuperación de un ciclo combinado, específicamente la parte correspondiente a alta
presión. La ubicación de la caldera HRSG de alta es la que podemos observar en la
Figura 4.2.
La caldera de recuperación debe estar diseñada para trabajar satisfactoriamente con
únicamente una turbina de gas operando entre todo el ambiente y rangos de carga en
condiciones normales de operación. Esto incluye el dimensionamiento de las tuberías para
velocidades del vapor aceptables bajo todas estas condiciones.
Figura 4.2 Ubicación de la caldera HRSG de alta presión
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La caldera de recuperación se divide en tres partes: alta presión, presión intermedia
y baja presión. Cada una de las partes posee su propio calderín y sus economizadores,
evaporadores y sobrecalentadores, además son claramente diferenciables ya que poseen
características muy diferentes tanto en presiones y como en temperaturas. Por ejemplo, el
calderín de baja trabaja próximo a los 4 bar, el de media cercano a los 25 bar y el de alta
suele encontrarse dentro del intervalo 80-100 bar, por lo que el calderín de alta presión en
nuestra simulación concuerda al alcanzar los 82.2 bar. El plano correspondiente a la
caldera HRSG completa puede observarse en el anexo.
Para llevar a cabo la simulación es necesario e indispensable introducir los
parámetros necesarios, bien sean geométricos, condiciones iniciales o condiciones de
contorno en cada uno de los componentes implicados en el funcionamiento del sistema.La vista global de la caldera de alta que hemos simulado es la mostrada en la
Figura 4.3.
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Figura 4.3 Vista de la simulación correspondiente a HRSG de alta presión
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La caldera HRSG realiza varias funciones de transferencia de calor en donde cada
sistema tiene su función: economizadores, evaporadores, sobrecalentadores. Cada sistema
funcional puede constar de varias secciones de transferencia de calor. Por ejemplo, el
economizador de alta presión consta a su vez de tres economizadores también de alta
presión.
La parte correspondiente a la transferencia de calor está formado por uno o varios
bastidores. Cada bastidor consta de un calentador en la parte inferior y en la parte superior
con uno, dos o tres filas de tubos entre medias.
La distribución (entrada) o la recuperación (salida) pueden encontrarse en el
calentador superior o inferior dependiendo de la disposición de las secciones. Un grupo de
bastidores juntos sin carril de acceso entre ellos se conoce como un módulo o un banco detubos. Los calentadores de un bastidor están dispuestos uno contra el otro para evitar el
flujo de derivación de los gases de escape fuera del módulo. Cabe señalar que un módulo
puede constar de bastidores con diferentes funciones e incluso distintos niveles de presión.
Una visión de conjunto de un módulo de la caldera se da en la Figura 4.4.
Figura 4.4 Sección de transferencia de calor que consta de tres bastidores
Superficie de calentamiento
El total del coeficiente de eficacia de transferencia de calor consta de:
x Coeficiente de transferencia de calor en el interior.
x Coeficiente de conducción del material del tubo.
x Coeficiente de transferencia de calor en el exterior.
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Generalmente el coeficiente de transferencia de calor interno es mucho mayor que
el externo. Para incrementar este coeficiente externo se incrementa el área de intercambio
en el exterior incorporando aletas en los tubos. El empleo de aletas dentadas, Figura 4.5,
permite una mayor altura de la aleta que si se usan aletas sin dentar, Figura 4.6, además
tiene un coeficiente de transferencia de calor un poco mejor.
Figura 4.5 Tubos con aletas dentadas
Figura 4.6 Tubos con aletas sólidas
Otro factor importante en la transferencia de calor global es la disposición de los
tubos. Una disposición escalonada como la que se muestra en la Figura 4.7 proporciona
una mejor transferencia de calor que si la disposición es el línea, Figura 4.8, de tal forma
que con una disposición escalonada es necesaria una menor superficie de calentamiento, olo que es lo mismo menos aletas, para lograr la misma transferencia de calor global.
Figura 4.7 Disposición de los tubos escalonados
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Figura 4.8 Disposición de los tubos alineados
Para los economizadores las características geométricas y a cumplir son las que se
muestran en la Figura 4.9 y Figura 4.10, para los evaporadores les corresponde la Figura4.11 y Figura 4.12, y por último, para los sobrecalentadores las Figuras 4.13 y 4.14.
El calderín a diferencia de los economizadores, evaporadores y sobrecalentadores
no tiene aletas ni circula a través de él el gas caliente proveniente de la turbina, luego estas
condiciones no existirán para este componente, sus características están reflejadas en las
Figuras 4.15 y 4.16.
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ECONOMIZADORES
Figura 4.9 Editor de características para carcasa y aletas de los economizadores
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Figura 4.10 Editor de características para condiciones iniciales y del gas en los economizadores
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EVAPORADORES
Figura 4.11 Editor de características para carcasa y aletas de los evaporadores
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Figura 4.12 Editor de características para condiciones iniciales y del gas en los evaporadores
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SOBRECALENTADORES
Figura 4.13 Editor de características para carcasa y aletas de los sobrecalentadores
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Figura 4.14 Editor de características para condiciones iniciales y del gas en los sobrecalentadores
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CALDERÍN
Figura 4.15 Editor de características para geometría y condiciones iniciales en el calderín
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Figura 4.16 Editor de características para la carcasa del calderín
La estructura de acero ha sido diseñada para apoyar la caldera de recuperación bajo
varias condiciones de carga, incluidas las condiciones ambientales. Las vigas de la parte
superior de la estructura de acero soportan los calderines. Todos los bastidores están
suspendidos de la parte superior de la construcción de acero con varillas de suspensión
especial, excepto para el evaporador de alta presión que está suspendido por los tubos
verticales al calderín.
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Para dar comienzo a la simulación con el programa EcosimPro previamente hemos
tenido que dar o fijar unos parámetros a partir de los que el programa empieza a iterar eintegrar.
Para la simulación en este proyecto las condiciones iniciales de presión,
temperatura y fracción de vapor son las que se observan en la Figura 4.17. En ellas también
se han incluido las pérdidas debidas al calor, a las que les corresponde un 6% para todos
los componentes.
Figura 4.17 Condiciones iniciales para la caldera de alta presión simulada
El resto de las condiciones necesarias, tanto de contorno como parámetros de
iteración, correspondientes al experimento simulado de la caldera de recuperación de alta
presión son las que se muestran en la Figura 4.18. Todas ellas acordes con las condiciones
iniciales anteriormente definidas.
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Figura 4.18 Condiciones de contorno e iteración del experimento simulado
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4.2.1. Control del modelo
El control de la caldera HRSG permite asegurar el correcto funcionamiento y laseguridad de la misma, habiéndose llevado a cabo implementando dos controles:
1) Control de agua de alimentación
El control de agua de alimentación permite mantener el nivel del calderín dentro de
las condiciones en las que queremos que opere nuestra caldera, para ello establecemos
como condición obligatoria que el nivel del calderín sea aquel que mantenga el titulo de
vapor al 50%.
Se ha instalado un sensor en la válvula de entrada al sistema proveniente de lacaldera de media presión que nos mide constantemente el caudal que por ella circula, este
dato se compara con la condición impuesta y en función de la diferencia existente entre
ambos parámetros el resultado será la mayor o menor apertura de la válvula.
La válvula elegida es una válvula autorregulable, es decir, no es necesario que el
operario se desplace hasta el punto donde se encuentra cada vez que se requiera abrirla o
cerrarla, sino que gracias a su automatismo es ella misma la que se regula. Esto nos
permite un funcionamiento mucho más rápido y fiable.
En la Figura 4.19 podemos ver con más claridad los componentes con los queinteractúa el control de alimentación y el sensor encargado.
Figura 4.19 Control de agua de alimentación
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Si abrimos el esquemático correspondiente a este control encontramos los
siguientes puertos y componentes:
x s_level
x s_level_set_point
x Cntrl_PID_FWm
x Cntrl_PID_FWs
x s_FW_flow
x s_out
El puerto ‘s_level’ es el que contiene la condición de nivel que hemos impuesto,
por tanto, a nuestro calderín de alta presión le corresponde un valor de 0.8 m por tener un
diámetro de 1.76 m. Paralelamente, el puerto ‘s_level_set_point’ nos indica cual es el nivel
real existente en cada instante.
La señal de ambos puertos es comparada en el controlador ‘Cntrl_PID_FWm’
(Proporcional, Integrar, Derivativo), quien decide si se debe aumentar o disminuir el nivel
del calderín, existiendo tres posibilidades:
x s_level_set_point < s_level Aumentar el nivel
x s_level_set_point > s_level Disminuir el nivel
x s_level_set_point = s_level Mantener el nivel
La señal generada en ‘Cntrl_PID_FWm’ es enviada hacia otro controlador
denominado ‘Cntrl_PID_FWs’ junto con la señal proveniente del puerto ‘s_FW_flow’.
Este último me informa de cual es que caudal que está circulando por el interior de la
válvula de entrada. Conociendo ambos datos ‘Cntrl_PID_FWs’ emite una orden ‘s_out’
que indica en que porcentaje se debe incrementar o disminuir la apertura de la válvula para
garantizar los 0.8 m de altura de agua en el interior del calderín. La Figura 4.20 permite ver esquemáticamente la secuencia seguida.
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Figura 4.20 Esquemático del control de agua de alimentación
Con nuestra caldera ya estabilizada la válvula permanece abierta al 47.49% como
se puede comprobar en la Figura 4.21, permitiendo un flujo de agua de 24.51 kg/s.
Figura 4.21 Simulación resultante para la válvula de agua de alimentación
La línea verde se corresponde con las condiciones que se le han impuesto al
calderín para obtener el nivel de vapor deseado por lo que su valor es constante a lo largo
de toda la simulación. La línea roja indica la variación de la apertura de la válvula deentrada, y lo hace de acuerdo a la línea azul que representa el nivel existente en el calderín
en cada momento.
2) Control de atemperación
El objetivo del atemperador es enfriar el vapor para limitar la temperatura de éste.
El agua proveniente del circuito de agua de alimentación es proyectada en pequeñas gotas
dentro del flujo de vapor. Debido a la absorción de calor del vapor para la evaporación del
agua, el vapor es enfriado y por tanto la temperatura controlada. La actuación delatemperador y sus conexiones se pueden observar en la Figura 4.22.
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Figura 4.22 Control de atemperación
El control de atemperación se compone de varios puertos y componentes
relacionados entre sí mediante un camino lógico como se muestra en la Figura 4.23, estos
son:
x f_SH
x Valve_SH
x s_pos_SH
x f_FW
x Valve_FW
x s_pos_FW
x Volume
x Juntion2
x f_out
x meas_out
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Figura 4.23 Esquemático del control de atemperación
La entrada ‘f_SH’ representa la entrada del vapor que viene del primer
sobrecalentador y que circula a través de la válvula ‘Valve_SH’, a la que está ligada el
puerto ‘s_pos_SH’ encargado variar la posición de apertura de la válvula, permitiendo un
mayor o menor paso. Paralelamente y de forma similar ocurre lo mismo pero esta vez conel agua de alimentación, ‘f_FW’ representa su entrada y ‘s_pos_FW’ es el puerto
encargado de modificar la válvula ‘Valve_FW’.
En el contenedor ‘Volume’ es donde tiene lugar la transferencia de las gotas de
agua al vapor. El vapor resultante, ahora de menor temperatura, circula a través de la
tubería ‘Juntion2’ hasta ‘f_out’ que representa su salida hacia el segundo sobrecalentador.
En el componente ‘Volume’ observamos que hay tres indicadores de presión; para
el vapor de entrada, para el vapor de salida y para el agua de entrada. Al puerto ‘meas_out’
iría conectado el sensor que indicase la temperatura del componente ‘Volume’, que a suvez estaría ligado mediante un PID a los puertos ‘s_pos_SH’ y ‘s_pos_FW’ de forma que
se autorregularan las válvulas para que la temperatura del vapor resultante fuese la
adecuada. Sin embargo, a la hora de simular la caldera se ha considerado que el flujo de
entrada de agua de alimentación es nulo, estando completamente abierta la válvula
‘Valve_SH’ que permite el paso de todo el flujo de vapor de un sobrecalentador a otro.
Para que esto ocurra se ha tenido que imponer la condición correspondiente en el puerto
‘Attemp_condition’, el cual está ligado únicamente al caudal de vapor.
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5. RESULTADOS Y ANÁLISIS
5.1. CÁLCULOS TEÓRICOS
Para obtener el rendimiento de cada componente previamente se debe calcular el
calor absorbido por el fluido de trabajo y el calor cedido por el gas, una vez que sepamos
cuanto se absorbe y cuanto se cede el rendimiento se calcula mediante el cociente de
ambos.
Los rendimientos de cada uno de los componentes que forman la caldera de
recuperación han sido calculados empleando el programa Mathcad, siendo los resultados
obtenidos los mostrados a continuación:
ECONOMIZADOR1Gas
mgas.eco1 147.57kg
s
Tgas.eco1.in 521.68K
Tgas.eco1.out 478.23K 't gas.eco1 Tgas.eco1.in Tgas.eco1.out 43.45K
Cpgas.eco1 1061.92J
kg K
Calorcedido Q ced.eco1 mgas.eco1 Cpgas.eco1 't gas.eco1 Q ced.eco1 6.809 106
u W
Agua
magua.eco1 24.51kg
s
hHeader_FW 642674.99J
kg
hHeader_Eco1 920222.45J
kg 'h agua.eco1 hHeader_Eco1 hHeader_FW 2.775 10
5u
m2
s2
Calorabsorbido Q abs.eco1 magua.eco1 'h agua.eco1 Q abs.eco1 6.803 106
u W
RENDIMIENTO
Keconomizador1
Q abs.eco1
Q ced.eco1
Keconomizador1 0.999
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ECONOMIZADOR2Gas
mgas.eco2 147.57kg
s
Tgas.eco2.in 551.17K
Tgas.eco2.out 521.68K 't gas.eco2 Tgas.eco2.in Tgas.eco2.out 29.49K
Cpgas.eco2 1072.34J
kg K
Calorcedido Q ced.eco2 mgas.eco2 Cpgas.eco2 't gas.eco2 Q ced.eco2 4.667 10
6
u W
Agua
magua.eco2 24.51kg
s
hHeader_Eco2 1110127.97J
kg 'h agua.eco2 hHeader_Eco2 hHeader_Eco1 1.899 10
5u
m2
s2
Calorabsorbido Q abs.eco2 magua.eco2 'h agua.eco2 Q abs.eco2 4.655 106
u W
RENDIMIENTO
Keconomizador2
Q abs.eco2
Q ced.eco2
Keconomizador2 0.997
ECONOMIZADOR3Gas
m
gas.eco3
147.57kg
s
Tgas.eco3.in 572.73K
Tgas.eco3.out 551.17K 't gas.eco3 Tgas.eco3.in Tgas.eco3.out 21.56K
Cpgas.eco3 1079.8J
kg K
Calorcedido Q ced.eco3 mgas.eco3 Cpgas.eco3 't gas.eco3 Q ced.eco3 3.436 106
u W
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Agua
magua.eco3 24.51kg
s
hHeader_Eco3 1249673.46J
kg 'h agua.eco3 hHeader_Eco3 hHeader_Eco2 1.395 10
5u
m2
s2
Calorabsorbido Q abs.eco3 magua.eco3 'h agua.eco3 Q abs.eco3 3.42 106
u W
RENDIMIENTO
Keconomizador3Q abs.eco3
Q ced.eco3
Keconomizador3 0.996
EVAPORADOR1Gas
mgas.evap1 147.57kg
s
Tgas.evap1.in 583.76K
Tgas.evap1.out 572.73K 't gas.evap1 Tgas.evap1.in Tgas.evap1.out 11.03K
Cpgas.evap1 1085.42J
kg K
Calorcedido Q ced.evap1 mgas.evap1 Cpgas.evap1 't gas.evap1 Q ced.evap1 1.767 106
u W
Agua
magua.evap1 24.44kg
s
hHeader_Evaporator 1327435.6J
kg
hEvaporator1 1399176.45J
kg 'h agua.evap1 hEvaporator1 hHeader_Evaporator
Calorabsorbido Q abs.evap1 magua.evap1 'h agua.evap1 Q abs.evap1 1.753 106
u W
RENDIMIENTO
Kevaporador1
Q abs.evap1
Q ced.evap1
Kevaporador1
0.992
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Como se puede ver los rendimientos de los componentes de la caldera HRSG se
encuentran cercanos a la unidad pero siempre por debajo, excepto en el evaporador 2. En
realidad esto no es posible, no puede existir un rendimiento superior al 100%.
La razón por la que ha ocurrido esto en la simulación es que al considerar ambos
evaporadores exactamente iguales mecánicamente siendo la temperatura del gas de entradamayor para el evaporador 2 que para el evaporador 1, el salto térmico es en consecuencia
también mayor y por tanto la cantidad de agua evaporada también. El rango de diferencia
entre ambos resultó ser del orden de 20, es decir, el evaporador 2 evaporaba 20 veces más
cantidad de agua que el evaporador 1.
Para solucionar este problema se ha tenido que aumentar la pérdida de carga del
evaporador 2, para ello se aplicaron las medidas pertinentes entre las que se encontraba
disminuir el diámetro de la tubería de agua a la entrada del mismo. El resultado tras
aumentar del orden de 4 veces la pérdida de carga en el evaporador 2 es un rendimiento de0.996 para dicho evaporador y de 0.994 para el evaporador 1.
EVAPORADOR2Gas
mgas.evap2 147.57kg
s
Tgas.evap2.in 798.06K
Tgas.evap2.out 583.76K 't gas.evap2 Tgas.evap2.in Tgas.evap2.out 214.3K
Cpgas.evap2 1088.34J
kg K
Calorcedido Q ced.evap2 mgas.evap2 Cpgas.evap2 't gas.evap2 Q ced.evap2 3.442 10
7
u W
Agua
magua.evap2 210.61kg
s
hEvaporator2 1494087.33J
kg 'h agua.evap2 hEvaporator2 hHeader_Evaporator
Calorabsorbido Q abs.evap2 magua.evap2 'h agua.evap2 Q abs.evap2 3.51 107
u W
RENDIMIENTO
Kevaporador2
Q abs.evap2
Q ced.evap2
Kevaporador2 1.02
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Los datos que se han considerado como correctos para el proyecto son los que
tienen en cuenta estas medidas correctivas.
SOBRECALENTADOR1Gas
mgas.SH1 147.57kg
s
Tgas.SH1.in 829.96K
Tgas.SH1.out 798.06K 't gas.SH1 Tgas.SH1.in Tgas.SH1.out 31.9K
Cpgas.SH1 1146.93J
kg K
Calorcedido Q ced.SH1 mgas.SH1 Cpgas.SH1 't gas.SH1 Q ced.SH1 5.399 106
u W
Agua
magua.SH1 24.51kg
s
hSH1 2793841.88J
kg
hHeader_SH1 2975087.91 Jkg
'h agua.SH1 hHeader_SH1 hSH1
Calorabsorbido Q abs.SH1 magua.SH1 'h agua.SH1 Q abs.SH1 4.442 106
u W
RENDIMIENTO
Ksobrecalentador1
Q abs.SH1
Q ced.SH1
Ksobrecalentador1 0.823
SOBRECALENTADOR2Gas
mgas.SH2 147.57kg
s
Tgas.SH2.in 857.14K
Tgas.SH2.out 829.96K 't gas.SH2 Tgas.SH2.in Tgas.SH2.out 27.18K
Cpgas.SH2 1155.37J
kg K
Calorcedido Q ced.SH2 mgas.SH2 Cpgas.SH2 't gas.SH2 Q ced.SH2 4.634 106
u W
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Agua
magua.SH2 24.51kg
s
hHeader_attemp 3008021.81J
kg
hHeader_SH2 3163383.58J
kg 'h agua.SH2 hHeader_SH2 hHeader_attemp
Calorabsorbido Q abs.SH2 magua.SH2 'h agua.SH2 Q abs.SH2 3.808 106
u W
RENDIMIENTO
Ksobrecalentador2
Q abs.SH2
Q ced.SH2
Ksobrecalentador2 0.822
CALDERACOMPLETAGas
mgas 147.57kg
s
Tgas.in 857.14K
Tgas.out 478.23K 't gas Tgas.in Tgas.out 378.91K
Cpgas 1155.37J
kg K
Calorcedido Q ced mgas Cpgas 't gas Q ced 6.46 107
u W
Agua
magua 24.5kg
s
'h agua hHeader_SH2 hHeader_FW
Calorabsorbido Q abs magua 'h agua Q abs 6.176 107
u W
RENDIMIENTOKcaldera
Q abs
Q ced
Kcaldera 0.956
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Finalmente el rendimiento global para la caldera de recuperación correspondiente a
la parte de alta presión es de 0.95. Este resultado es coherente con los rendimientos
obtenidos anteriormente para los componentes, siendo algo menor debido a las pérdidas de
carga existentes en los conductos que los unen y en los depósitos intermedios. También
destaca el valor correspondiente al calor global intercambiado, habiendo sido este del
orden de 63.1 MW.
Las variaciones de temperatura sufridas por el gas y el agua a lo largo del sistema
son las mostradas a continuación:
Empleando las tablas anteriores se ha representado el gráfico mostrado en la
Figura 5.1 para poder apreciar con mayor claridad como según decrece la temperatura delgas va incrementándose la del agua hasta alcanzar un punto donde las rectas se cortan y
luego continúan su descenso e incremento según corresponda.
Tgas
Tgas.SH2.in
Tgas.SH2.out
Tgas.SH1.in
Tgas.SH1.out
Tgas.evap2.in
Tgas.evap2.out
Tgas.evap1.in
Tgas.evap1.out
Tgas.eco3.in
Tgas.eco3.out
Tgas.eco2.in
Tgas.eco2.out
Tgas.eco1.in
Tgas.eco1.out
§
¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨
¨̈¨¨¨¨¨¨©
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Tagua
Tagua.eco1.in
Tagua.eco1.out
Tagua.eco2.in
Tagua.eco2.out
Tagua.eco3.in
Tagua.eco3.out
Tagua.evap1.in
Tagua.evap1.out
Tagua.evap2.in
Tagua.evap2.out
Tagua.SH1.in
Tagua.SH1.out
Tagua.SH2.in
Tagua.SH2.out
§
¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨
¨̈¨¨¨¨¨¨©
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Figura 5.1 Gráfico de las variaciones de temperatura en el sistema
En la gráfica se observa como el gas entra al sistema de caldera de alta presión a
una temperatura de 857.14K y sale de ella a 478.23K, mientras que el agua entra a una
temperatura de 424.45K y sale a 681.83K, por lo que el punto de corte entre ambas rectas
tiene lugar en el evaporador 2 a una temperatura de 647K.
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5.2. ANÁLISIS DE LOS GRÁFICOS
TEMPERATURA DEL AGUA
Al inicio de la simulación se puede observar en la Figura 5.2 como las
fluctuaciones de las temperaturas son bastante grandes hasta que gradualmente se van
estabilizando.
Al cabo de 1000 segundos estas temperaturas empiezan a adquirir la forma de
líneas rectas paralelas entre sí llegando un momento en el cual estas temperaturas apenas
sufren pequeñas variaciones, este momento corresponde a la estabilización del nivel de
agua en el calderín y que tiene lugar transcurridos 3363.6 segundos.Según el fluido de trabajo va pasando por los distintos componentes en cadena se
observa como la temperatura que adquiere aumenta significativamente hasta alcanzar las
condiciones requeridas en la turbina de vapor. En la trayectoria seguida por el agua todos
los componentes de la caldera de recuperación se encuentran en serie excepto los
evaporadores que funcionan paralelamente.
Figura 5.2 Gráfico de las temperaturas del agua a la entrada y salida de cada componente
Para conocer con exactitud la temperatura de entrada y de salida de cada
componente tenemos que fijarnos en la temperatura de los tanques anteriores y posteriores
a cada uno. Si tomamos el primer dato de temperatura para un componente este no se
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corresponde con la temperatura de entrada al mismo debido a que el programa EcosimPro
cuando simula lo que hace es discretizar cada componente en tantos nodos como le
hallamos indicado, por lo que el primer dato que me proporciona es el correspondiente al
primer nodo y por tanto ya se ha visto alterado con respecto al valor correcto. En el caso
del calderín esto no es necesario ya que este componente no se discretiza.
La correspondencia entre los componentes y sus tanques anterior y posterior es:
x Header_FW.T Entrada al economizador 1.
x Header_Eco1.T Salida del economizador 1 y entrada al
economizador 2.
x Header_Eco2.T Salida del economizador 2 y entrada aleconomizador 3.
x Header_Eco3.T Salida del economizador 3 y entrada al calderín.
x Header_Evaporator.T Entrada a ambos evaporadores.
x Header_SH1.T Salida del sobrecalentador 1 y entrada al atemperador
x Header_attemp.T Salida del atemperador y entrada al
sobrecalentador 2.
x Header_SH2.T Salida del sobrecalentador 2 y entrada a la turbina devapor.
Como se explicó en el apartado correspondiente al control de atemperación, en la
simulación se ha considerado que todo el vapor proveniente de un sobrecalentador va al
siguiente, por lo que efectivamente podemos comprobar en el gráfico de la Figura 5. 2
como las curvas de los tanques Header_SH1 y Header_attemp coinciden al no introducir
agua fría de los economizadores que varíe la temperatura.
TEMPERATURA DEL GAS
A diferencia del cálculo de temperatura del agua, para conocer la temperatura del
gas en cada componente no ha sido necesario llevar a cabo una discretización, ya que
únicamente en la simulación se han discretizado los tubos por los cuales circula el fluido
de trabajo. De esta forma las temperaturas del gas las conocemos directamente observando
el dato en el componente que estemos estudiando.
A partir del gráfico mostrado en la Figura 5.3 se puede ver como al igual que ocurre
para las temperaturas del agua en este caso también existen fluctuaciones al inicio de la
simulación, siendo esta vez menores.
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Como es lógico las temperaturas más altas las encontramos en los dos
sobrecalentadores. A diferencia del agua, el gas circula en serie por todos los componentes
que forman la caldera de recuperación de alta presión.
Si observamos detenidamente vemos que la línea granate que representa la entrada
de gas al sobrecalentador 2 no sufre ningún tipo de oscilación inicial, esto es debido a que
en este punto el gas se inyecta proveniente directamente de la turbina de gas a una
temperatura constante.
Figura 5.3 Gráfico de las temperaturas del gas a la entrada y salida de cada componente
El gran salto térmico que se observa en el evaporador 2 es el causante entre otros
factores de que se evapore tanta cantidad de agua en este componente en comparación con
el evaporador 1. Por ello, como ya se comentó en el apartado destinado a los cálculos
teóricos, se han tomado las medidas necesarias para que a pesar de esta diferencia térmicaentre ambos componentes finalmente los dos evaporadores aporten la misma cantidad de
vapor al calderín.
PRESIÓN DEL AGUA
La presión del agua en el sistema de caldera de alta presión está ligada a la
temperatura de la misma. De forma que la temperatura de saturación disminuye al
aumentar la presión.
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La toma de los datos de presión se realiza en los tanques anterior y posterior a cada
componente por la misma razón que se realizó en el caso de la temperatura del agua, la
discretización de los tubos.
En la Figura 5.4 se representan las curvas de presión de entrada y salida para todos
los componentes involucrados en la caldera, quedando reflejado que la presión del agua
alcanza su valor máximo al inicio de su paso por el sistema, en la entrada de agua de
alimentación al economizador 1.
Figura 5.4 Gráfico de las presiones del agua a la entrada y salida de cada componente
La correspondencia entre los componentes y sus tanques anterior y posterior es
equivalente al estudio de la temperatura del agua.
PRESIÓN DEL GAS
La presión del gas toma su valor máximo a la salida de la turbina, lo que equivale a
decir que toma su valor máximo a la entrada del sobrecalentador 2. En la Figura 5.5 se
observa como la presión del gas va decreciendo a medida que el gas va circulando por los
sobrecalentadores, los evaporadores y finalmente, los economizadores.
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Figura 5.5 Gráfico de las presiones del gas a la entrada y salida de cada componente
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6. PRESUPUESTO
6.1. INTRODUCCIÓN
Como se trata de un proyecto de simulación y experimental, se realizará un
presupuesto basado únicamente en los costes de desarrollo del proyecto.
Los beneficios aportados son numerosos ya que permite simular el comportamiento
físico del sistema, siendo un complemento para la validación del diseño tanto mecánico
como de instrumentación y control, aumentando la fiabilidad y agilizando el tiempo
dedicado. También es útil para tareas didácticas y de entrenamiento de los operarios ante
diversas situaciones. Sin embargo, es muy difícil cuantificar el beneficio económico proporcionado por el proyecto, por lo que no se realizarán cálculos de flujos de caja, valor
actual neto o tasa de rentabilidad interna como se haría en un proyecto de explotación
industrial.
El presupuesto del proyecto contempla los siguientes aspectos:
1. Costes del personal
2. Costes del equipo
3. Costes de material de oficina4. Costes indirectos
Costes del personal
En este apartado se analiza el personal involucrado en el proyecto y su dedicación
temporal para su realización.
Personal Sueldo Tiempo dedicado Total
Becario 6 €/h10 meses
30 días/mes
3h/día
5.400 €
Ingeniero de
proyecto
30 €/h 10 meses
10 h/mes
3.000 €
TOTAL 8.400 €
Tabla 6.1
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Costes del equipo
En este apartado se contabiliza el valor de todo el equipamiento utilizado, principalmente el hardware y el software.
Material Cantidad Precio Amortización Total
Ordenador
oficina
1 900 € 5 años 180 €
Ordenador
personal
1 700 € 5 años 140 €
Microsoft Office 1 340 € 340 €
Mathcad 14 1 2.000 € 2.000 €
EcosimPro 4.8.0 1 10.000 € 10.000 €
Librerías
EcosimPro
1 10.000 € 10.000 €
TOTAL 22.660 €
Tabla 6.2
Costes de material de oficina
En este apartado se contabilizan los gastos de fotocopias, papel, CDs, etc. Su valor
estimado ronda los 250 €.
Costes indirectos
Este apartado contabiliza costes como por ejemplo; gastos de electricidad, agua,climatización, desplazamientos, etc. Su valor estimado son 2.200 €.
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PRESUPUESTO DE INVERSIÓN TOTAL
Concepto Precio
Costes del personal 8.400 €
Costes del equipo 22.660 €
Costes de material de oficina 250 €
Costes indirectos 2.200 €
TOTAL 33.510 €
Tabla 6.3
“El presupuesto total de este proyecto asciende a la cantidad de 33.510 EUROS”
6.2. DIAGRAMA DE GANTT
El diagrama de Gantt desglosa el proyecto en las distintas tareas realizadas. A estas
tareas se les ha asignado un tiempo determinado en función de su extensión y complejidaddesde que el proyecto se inició el 1 de Noviembre de 2010 hasta su fecha de finalización el
30 de Agosto de 2011.
En la Figura 6.1 se muestra el diagrama de Gantt resultante para este proyecto.
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Figura 6.1 Diagrama de Gantt
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7. CONCLUSIONES Y TRABAJOS FUTUROS
La caldera de recuperación constituye un elemento fundamental para poder operar
de forma efectiva y práctica, pues es el encargado de obtener el vapor de agua que moverá
el generador eléctrico encargado de proporcionar la energía demandada al ciclo
combinado.
El ciclo combinado es la infraestructura de generación de energía que mejor
combina la eficiencia y el respeto medioambiental gracias al uso de gas natural como
combustible.
El modelo de la caldera de recuperación se ha diseñado acorde con las
características de funcionamiento global del ciclo combinado, buscando la mejor
distribución de los componentes y consiguiendo el máximo rendimiento posible. Para
conseguirlo en la simulación se variaron las condiciones de entrada y de funcionamiento, la
geometría de los componentes y los materiales de los que estaban fabricados. Una vez que
el modelo satisfizo los objetivos se realizó el balance energético de todos los componentes,
demostrando como efectivamente las eficiencias alcanzan los máximos valores dentro de
los rangos teóricos, tal y como se esperaba.
Seguidamente, una vez obtenido el modelo del sistema de caldera se diseñó el
sistema de control más conveniente en cada caso para asegurar que nos encontremosfuncionando al máximo rendimiento o próximo a él. Se implementaron dos controles
independientes entre sí, el control de agua de alimentación y el control de atemperación,
los cuales ofrecen la posibilidad de regular el caudal de entrada de agua a los
economizadores y el caudal de agua inyectado al sobrecalentador para regular la
temperatura del vapor que llega a la turbina, garantizando que su funcionamiento es aquel
que se le ha ordenado.
Ambos controles introducen nuevas funcionalidades en el sistema, permitiendo el
control en modo manual y en modo automático, cuya utilización combina la operación
comandada por el operario cuando los elementos de medida no dan una medida fiable o producen anomalías, y la operación automática según indiquen las condiciones de proceso
en operación normal. Una vez resuelta la causa que genera la anomalía, el operario debe
pulsar el botón de rearme para que el accionamiento pueda volver a operar de nuevo
automáticamente.
El control ofrece la posibilidad de realizar tareas de mantenimiento mediante el
bloqueo de los accionamientos en posición segura, garantizando que no se pondrán en
funcionamiento mientras no se les ordene.
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La simulación y validación aseguran que la caldera diseñada será perfectamente
capaz de aportar la energía suficiente a la turbina de vapor que garantice la energía
eléctrica demandada, garantizando su consumo. Los resultados obtenidos mediante el
modelo EcosimPro han sido comparados con los realizados en Mathcad, tanto analítica
como gráficamente, observando la variación de las variables termodinámicas y
optimizándolas para comprobar que el modelo y el control realizado son válidos.
La importancia del proyecto reside en que a partir de datos físicos del modelo se
permite diseñar y validar distintas estrategias de control y calcular parámetros
termodinámicos antes de ir a la puesta en servicio de la central, facilitando enormemente
esta tarea.
Las posibilidades que abre este proyecto son la simulación del resto de sistemas dela central y hacer que estos interactúen entre sí, para así conseguir un funcionamiento del
conjunto. Pudiéndose llegar a simular una central en su totalidad antes de su
funcionamiento y comprobar que cumple los objetivos.
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8. BIBLIOGRAFÍA
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[2] Federación Española de Municipios y Provincias. http://www.femp.es
[3] Juan Avilés Trigueros: ‘El futuro de la energía’. Anales de mecánica y
electricidad. ICAI Madrid.
[4] Energética futura. http://www.energeticafutura.com/2010
[5] Endesa. http://www.endesaeduca.com/recursos-interactivos
[6] Málaga hoy. http://www.malagahoy.es/noticias[7] Calor y frio.com. http://www.caloryfrio.com/noticias
[8] Red Eléctrica de España. http://www.ree.es/operacion/curvas_demanda
[9] Ministerio de Industria, Turismo y Comercio. http://www.mityc.es
[10] Cotizalia. http://www.cotizalia.com
[11] Moran, Michael J.: ’Fundamentos de la termodinámica técnica’.
[12] http://www.cicloscombinados.com/cicloscombinados.html
[13] http://www.cec.uchile.cl/~roroman/cap_09/cap_09.htm
[14] http://www.acquip.com
[15] http://almadeherrero.blogspot.com/2010/02/alabes-para-turbinas.html
[16] http://webpages.ull.es/users/jrguezs/tecnologia
[17] ‘Tecnología para calderas’. http://www.vycindustrial.com
[18] http://www.opex-energy.com
[19] Documentación de Empresarios Agrupados
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9. ANEXOS
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