aprovechamiento de la energia geotermica

8/18/2019 Aprovechamiento de La Energia Geotermica

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ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

INGENIERO INDUSTRIAL

APROVECHAMIENTO DE LA ENERGÍAGEOTÉRMICA DE MEDIA TEMPERATURA

MEDIANTE CICLOS BINARIOS EN ESPAÑA

Autor: Víctor González LuengosDirector: José Ignacio Linares Hurtado


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7e.

Decloración

de

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y

acreditación

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El autor D.

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,

como

UNIVERSIDAO

que

es el

titular

de

los

derechos

de

propiedad

intelectual,

objeto de

la

presente

cesión, en

relación , con

la

obra Ptu\u-/o l¿n Jn

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1,

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ésta

es

una

obra original,

y que

ostenta la condición

de autor en

el sentido

que

otorga la Ley de

Propiedad

lntelectual como titular único o cotitular

de

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En caso de ser cotitular, el

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a

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ceder estos

derechos

en la

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prevista

en la

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cesión

y

así

lo

acredita.

2e.

Objeto

y

fines

de lo

cesión.

Con el

fin

de dar

la

máxima difusión a

la

obra citada a través del

Repositorio

institucional de la

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y

hacer

posible

su utilización

de

forma

libre y

grdtuito

(

con

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limitociones

que

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adelante se detallan)

por

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y

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e-ciencia,

el

autor

CEDE

a la

Universidad Pontificia

Comillas

de

forma

gratuita y

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exclusiva,

por

el

máximo

plazo

legal

y

con ámbito

universal,

los

derechos

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digitalización,

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archivo,

de

reproducción,

de

distribución,

de

comunicación

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puesta

a disposición electrónica,

DIVULGACIÓru TN ACCESO

u]r^ru

de

la


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(a) Transformarla para adaptarla a cualquier tecnología susceptible de incorporarla a internet;

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previa

notificación

al

autor, en

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terceros.

Madrid,

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Proyecto realizado por el alumno/a:

Víctor González Luengos

Fdo.:.......................... Fecha:...../...../.........

Autorizada la entrega del proyecto cuya información no es de carácter confidencial

EL DIRECTOR DEL PROYECTO

José Ignacio Linares Hurtado

Fdo.:.......................... Fecha:...../...../.........

Vº Bº del Coordinador de Proyectos

José Ignacio Linares Hurtado


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ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

INGENIERO INDUSTRIAL

APROVECHAMIENTO DE LA ENERGÍAGEOTÉRMICA DE MEDIA TEMPERATURA

MEDIANTE CICLOS BINARIOS EN ESPAÑA

Autor: Víctor González LuengosDirector: José Ignacio Linares Hurtado


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APROVECHAMIENTO DE LA ENERGÍA GEOTÉRMICA DE MEDIATEMPERATURA MEDIANTE CICLOS BINARIOS EN ESPAÑA

Autor: González Luengos, Víctor.

Director: Linares Hurtado, José Ignacio.

Entidad Colaboradora: ICAI – Universidad Pontificia Comillas.

RESUMEN DEL PROYECTO

1. Introducción

El incremento de la demanda de electricidad por parte de la sociedad, unido al progresivo encarecimiento de los combustibles fósiles y al impacto medioambiental, plantea la necesidad de apostar por las fuentes de energía renovables. Además, la altadependencia energética española del exterior (en torno al 80%), hace imprescindible elaprovechamiento de las fuentes de energía existentes, como es el caso de la energíageotérmica.

La energía geotérmica de media temperatura (100-150ºC) presenta un gran potencial para ser utilizada en producir electricidad. En España existen numerosos yacimientos deeste tipo, por lo que surge la posibilidad de aprovechar la energía calorífica almacenadaen el subsuelo como fuente de generación eléctrica [1]. El aprovechamiento de laenergía geotérmica mediante ciclos binarios viene utilizándose desde hace bastantetiempo, datando del 1967. Se adopta este tipo de tecnología cuando la temperatura delrecurso no es muy elevada, es decir, en los yacimientos de media temperatura. Seemplea un fluido secundario de carácter orgánico en el ciclo de potencia y por ello se le

denomina Ciclo de Rankine Orgánico (ORC) [2].Los ORCs emplean el mismo principio de funcionamiento que un ciclo de Rankineconvencional, pero al emplear un fluido orgánico presentan características específicasque permiten simplificar el ciclo, conduciendo a equipos mucho más compactos [2].


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2. Metodología

2.1.

Selección de la configuración y del fluido de trabajoSe ha realizado un análisis de las centrales geotérmicas de ciclo binario existentes,clasificándolas en tres rangos de temperaturas (Tabla 1.). Para cada rango, se modelandistintas configuraciones y se prueban los fluidos candidatos, seleccionándolossiguiendo el criterio de máxima potencia producida por el ciclo.

Tabla 1. Selección la configuración y el fluido de trabajo en función de cada rango de temperatura.

Caso 1: Tfc=180ºC Caso 2: Tfc=165ºC Caso 3: Tfc=140ºC

S u b c r í t i c o

Básico Isopentano 5,87 MW Básico Isopentano 4,94 MWCon

regener.RC318 4,18 MW

S u p e

r c r í t i c o

Con

regener.Isobutano 6,80 MW

Con

regener.Isobutano 5,80 MW

Con

regener.RC318 4,27 MW

2.2. Ubicación de las distintas plantas de estudio.

A partir de estudios previos realizados por el IGME [3], se localizan los yacimientos demedia temperatura presentes en España. Se seleccionan cuatro ubicaciones dentro de laPenínsula Ibérica con el fin de realizar un estudio exhaustivo del potencial geotérmico

español. Cada una de ellas presenta características particulares en cuanto al clima y a suzona geográfica, ubicándose en: Cáceres, Jaca, Murcia y Pontevedra. Todas estasubicaciones presentan temperaturas entre los 140-150°C, por lo que a partir del estudiode los tres rangos de temperatura se adopta una configuración subcrítica 1 conregeneración, empleando RC318 como fluido de trabajo del ciclo.

2.3. Modelado de la planta

2.1.1.

Análisis exergético del recuperador y el regenerador

En un primer momento surge la necesidad de fijar el punto de estricción (pinch point,PP) en los intercambiadores del ciclo con el fin de optimizar su tamaño sincomprometer las prestaciones de la planta. Se realiza un análisis exergético paradeterminar el PP más apropiado en los intercambiadores excluyendo de este análisis al


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las condiciones de condensación del ciclo. El modelo desarrollado contempla laoperación en carga parcial para poder evaluar de forma real la producción eléctrica

anual.

2.4. Estudio económico

La energía geotérmica vine contemplada en la Orden IET/3586/2011, del 31 dediciembre de 2011 del BOE, por las que se establecen las tarifas y primas de lasinstalaciones del régimen especial, aplicándose una tarifa regulada de 7,6467 c€/kWh

para el grupo b.3. Esta tarifa se actualiza anualmente con arreglo al IPC. Sin embargo,

debido a la entrada en vigor del Real Decreto-ley 1/2012 a fecha del 28 de enero del2012, por el que se suspenden de forma temporal las primas e incentivos para nuevasinstalaciones en régimen especial, se abre un nuevo escenario económico. Por ello,también se ha analizado la opción de venta a tarifa de mercado, tomando como precio4,993 c€/kWh, que fue el valor medio en el año 2011.

3. Resultados

3.1.

Punto nominal

El punto nominal se ha diseñado para el 100% del fluido geotérmico (100 kg/s) extraídode los 4 pozos de producción y para la temperatura del foco frío más frecuente en cadacaso. Los resultados obtenidos se muestran en la Tabla 2, siendo la de Jaca la quemejores prestaciones arroja.

Tabla 2. Potencia neta y rendimiento de las distintas plantas de estudio.

Cáceres Jaca Murcia Pontevedra

Torre Aerocond Torre Aerocond Torre Aerocond Torre Aerocond

W neta [kW] 4.266 3.476 5.473 4.205 4.540 2.776 3.998 3.245

η planta [%] 11,28% 9,78% 11,95% 9,93% 11,81% 8,25% 10,75% 9,29%

3.2.

Operación

Las plantas se han modelado para que operen las 24 horas del día durante los 365 díasdel año, obteniéndose los resultados mostrados en la Tabla 3.

Tabla 3. Producción eléctrica anual en función del los pozos en funcionamiento.


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3.3. Viabilidad económica

El estudio económico se ha realizado sobre plantas de 20 MW nominales, puesto que setrata de un tamaño habitual y que además arroja datos económicos favorables. Bajo latarifa de régimen especial, se obtienen que la planta que ofrece mejores datoseconómicos es la de Pontevedra empleando torre de refrigeración. Se obtiene un VANde 54,54 M€, con una tasa interna de retorno (TIR) del 10,49%, recuperándose lainversión en 12 años (que representa el 61% de su vida útil).

La Tabla 4 recoge los resultados económicos obtenidos con la venta de electricidad al

precio de mercado. Se observa que la planta de 20 MW sigue siendo rentable, peroresulta más atractivo irse a tamaños entorno a los 30-40 MW, puesto que su periodo deretorno es mucho menor y por tanto presenta menor riesgo de inversión.

Tabla 4. Viabilidad económica de la planta de Pontevedra refrigerada con torre bajo el nuevo escenario.

VAN [M€] TIR PR [años] CN [€/MWh]

20 MW 7,47 5,84% 19,33 49,16

30 MW 27,96 7,36% 16,26 42,50

40 MW 52,12 8,60% 14,16 38,17

4. Conclusiones

A la vista de los resultados obtenidos, se concluye que el potencial geotérmico españolen generación eléctrica a partir de recursos de media temperatura es bastante elevado,siendo óptima la aplicación de ciclos binarios. Se abre la posibilidad por tanto, deinvertir en este tipo de tecnología en un futuro próximo, recomendando especialmenteubicar las centrales en los yacimientos gallegos, por los que se obtendrá una rentabilidadmayor. También cabe reseñar, que ante la eliminación de las tarifas de régimen especialhabría que irse a tamaños de planta de en torno a 30-40MW para que el proyecto seaeconómicamente rentable. Sin embargo, se prevé que esta situación se revierta debido algran incremento del precio de venta eléctrico en los últimos años, lo que llevaría a

niveles similares a la tarifas del régimen especial.

5. Referencias.

[1] VEGA REMESAL, A., RAMOS MILLÁN, A., REINA PERAL, P., CONDELÁZARO, E., Guía Técnica de Generación Eléctrica de Origen Geotérmico.


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USE OF MEDIUM TEMPERATURE GEOTHERMAL ENERGY BYBINARY CICLES IN SPAIN.

Author: González Luengos, Víctor.

Director: Linares Hurtado, José Ignacio.

Collaborating Organization: ICAI – Universidad Pontificia Comillas.

ABSTRACT

1. Introduction

The society increase in electricity demand, along with the gradual rising prices of fossilfuels and the environment impact, suggests the need to focus on renewable energyresources. Moreover, due to the high dependence of Spain on external energy (around80%), is essential to use the existing energy resources, such as geothermal energy

The medium temperature geothermal energy (100-150ºC) has a large potential forelectricity generation. In Spain there are numerous geothermal reservoirs of this type, soit is possible to use the heat energy stored in the earth subsoil as a source for electricity

generation [1]. Geothermal binary cycles have been operating for quite some time,dating back to 1976. This technology is adopted when the reservoir temperature is toohigh, like in the medium temperature reservoirs. A secondary organic fluid is used inthe power cycle, therefore is called Organic Rankine Cycle (ORC) [2].

The ORC employs the same operating principle as the conventional Rankine cycle, butdue to the use of an organic fluid presents specific features that help to simplify the

cycle, leading them to more compact equipment [2].This project analyzes the technical and economic feasibility of different geothermal

binary plants in Spain. Therefore, it is necessary to locate the plants in geothermalreservoirs sources and selecting the working fluid and the proper configuration thatmaximizes the power produced by the cycle. Once this is finished, the annual operation


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configurations are modeled, testing the fluid candidates, selecting them according to themaximum power rate criterion.

Table 5. Configuration and working fluid selection for each range of temperature.

Case 1: Tfc=180ºC Case 2: Tfc=165ºC Case 3: Tfc=140ºC

S u b c r i t i c a l

Basic Isopentane 5.87 MW Basic Isopentane 4.94 MW Reg. RC318 4.18 MW

S u p e r c r i t i c a l

Reg. Isobutane 6.80 MW Reg. Isobutane 5.80 MW Reg. RC318 4.27 MW

2.2. Location of the different power plants.

Attending to previous studies developed by the IGME [3], the medium temperaturereservoirs present in Spain have been located. Four locations are selected within theIberian Peninsula in order to perform an exhaustive study of the Spanish geothermal

potential. Each one shows specific characteristics in terms of its climate andgeographical area, being located in: Cáceres, Jaca, Murcia and Pontevedra. Everylocation presents a temperature between 140-150ºC, so attending to the threetemperature ranges study a regenerative subcritical configuration3 is adopted, usingRC318 as the working fluid in the cycle.

2.3. Power plant modeling

2.1.1. Exergy analysis of the recoverer and the regenerator.

At first, the need to establish the pinch point (PP) in the heat exchangers of the cyclearises in order to optimize its size without compromising the performance of the power

plant. An Exergy analysis is carried out to determine the most appropriate PP in the heatexchangers, excluding the condenser of this analysis since its pinch point is limited bythe cooling fluid and also has quite compact dimensions compared to the other two heatexchangers in the cycle, the recoverer and regenerator.

A h i Fi 1 th t i ti ll i b d i th PP


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Figure 2. Size and irreversibilities in the recoverer and the regenerator vs. the pinch point (PP).

2.1.2. Nominal Point

The nominal point of the cycle is modeled by extracting climate data fromMETEONORM4 software that among multiple variables, provides the hourly wet anddry bulb temperature of the different studied locations. After this point, the annualtemperature distribution is obtained, selecting the most frequent as the designtemperature of the cycle.

This environmental data will establish the condensing temperature of the cycle, using

the dry bulb temperature when it is cooled by an aerocondenser and the wet bulbtemperature when using a cooling tower. Depending on the chosen cooling equipment,the pinch point is fixed at 10ºC in the aerocondenser and 3.5ºC in the condenser usingcooling tower.

The turbine and pump are modeled with an isentropic efficiency of 85% and 75%respectively. The turbine inlet pressure has been set at 22.78 bar not exceeding in anycase a pressure of 23.5 bar in the heat exchangers.

A mass flow of 100 kg/s has been established, distributed into 4 geothermic wells, asmeans of comparison between the different cycles. In addition, pressure losses areincluded amounting to 20 kPa in the high pressure pipes and 3 kPa in the low pressure

pipes, as well as in the heat exchangers with 16 kPa for the high pressure side and 7 kPah l id l i h i j i ll f b /k h


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The model considers the partial load operation in order to evaluate in a realistic way theannual electricity production.

2.4. Economic study

Geothermal energy referred to in Order IET/3586/2011 of December 31st, 2011 BOE,where feed in tariff are established, applying a regulated rate of 7.76467 c€/kWh forgroup b3. This rate is updated annually in accordance with the IPC. However, due to theentry into force of Royal Decree-Law 1/2012 on January 28th, 2012, from which thefeed in tariff system are temporarily suspended, opens a new economic framework.

Therefore, it has also been studied the possibility to sell the electricity at pool marketrate, pricing it at 4.993 c€/kWh, which was the average in 2011.

3. Results

3.1. Nominal point

The nominal point has been designed for 100% of the geothermal fluid load (100 kg/s)extracted from the 4 production wells and for the most frequent heat sink temperature ineach case. The results of the nominal point are shown in Table 2, where Jaca obtains the

best performance.

Table 6. Net power and performance of the different studied plants.

Cáceres Jaca Murcia Pontevedra

Tower Air cond. Tower Air cond. Tow Air cond. Tower Air cond.

W net [kW] 4,266 3,476 5,473 4,205 4,540 2,776 3,998 3,245

η plant [%] 11.28% 9.78% 11.95% 9.93% 11.81% 8.25% 10.75% 9.29%

3.2. Operation

Plants have been modeled to operate 24 hours a day during 365 days per year, obtainingthe results shown in Table 3.

Table 7. Annual electricity generation depending on the operating wells.

Annual electricity generation [MWh]


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23/252

Índice

1. Introducción .................................................................................... 15

1.1. Motivación del proyecto ..................................................................................... 17

1.2. Objetivos del proyecto ........................................................................................ 18

2. Estado de la técnica ......................................................................... 19

2.1. Recursos geotérmicos ......................................................................................... 21

2.1.1.

Clasificación

en

función

de

su

temperatura

..............................................................

23

2.1.2.

Clasificación

en

función

de

su

naturaleza

geológica

.................................................

24

2.2. Técnicas de exploración y perforación ................................................................ 26

2.2.1.

Exploración

................................................................................................................

27

2.2.2. Perforación ................................................................................................................ 28

2.3. Tipos de plantas geotérmicas de generación eléctrica ....................................... 29

2.3.1. Centrales geotérmicas flash o de vapor húmedo ..................................................... 29

2.3.2. Centrales geotérmicas de vapor seco ....................................................................... 29

2.3.3.

Centrales

geotérmicas

de

ciclo

binario

.....................................................................

31

2.4. Centrales de ciclo binario existentes ................................................................... 34

2.5. Ciclo de Rankine Orgánico (ORC) ........................................................................ 35

2.5.1. Características de los ORCs ....................................................................................... 35

2.5.2.

Configuración

subcrítica

y

supercrítica

.....................................................................

37

2.6. Geotermia en España .......................................................................................... 38

2.6.1. Clasificación de los yacimientos geotérmicos ........................................................... 38

2 6 2 Ubicaciones de estudio 39


24/252

3.2.2.

Pérdidas

de

carga

en

el

pozo

de

inyección

...............................................................

50

3.3.

Esquemas

de

los

ciclos

de

trabajo

......................................................................

50

3.3.1.

Ciclo

con

regeneración

y

refrigeración

con

torre

......................................................

51

3.3.2. Ciclo con regeneración y refrigeración con aerocondensador ................................. 52

3.4. Distribución de temperaturas ............................................................................. 53

3.4.1. Cáceres ...................................................................................................................... 53

3.4.2.

Jaca

............................................................................................................................

56

3.4.3.

Murcia

.......................................................................................................................

58

3.4.4.

Pontevedra

................................................................................................................

60

3.5. Ecuaciones del modelo matemático ................................................................... 62

3.5.1.

Punto

nominal

...........................................................................................................

62

3.5.2.

Operación

..................................................................................................................

75

3.5.3. Análisis exergético de los intercambiadores de calor ............................................... 76

4.

Resultados ....................................................................................... 79

4.1. Análisis exergético .............................................................................................. 81

4.2. Punto nominal ..................................................................................................... 85

4.1.1. Cáceres ...................................................................................................................... 85

4.1.1.1. Torre de refrigeración ....................................................................................... 85

4.1.1.2.

Aerocondensador

..............................................................................................

89

4.1.2.

Jaca

............................................................................................................................

97

4.1.3.

Murcia

.....................................................................................................................

104

4.1.4. Pontevedra .............................................................................................................. 112

4.1.5. Tabla resumen ......................................................................................................... 120

4 3 O ió 122


25/252

5.1.1.

Inversión

inicial........................................................................................................

159

5.1.2. Costes de operación y mantenimiento ................................................................... 161

5.1.3. Tarifa regulada ........................................................................................................ 162

5.1.4. Otros datos .............................................................................................................. 162

5.2. Índices de rentabilidad económica ................................................................... 163

5.3. Estudio preliminar ............................................................................................. 164

5.4. Estudio de los yacimientos seleccionados......................................................... 169

5.5. Análisis de sensibilidad ..................................................................................... 181

6. Conclusiones .................................................................................. 183

6.1. Conclusiones técnicas ....................................................................................... 185

6.1.1.

Selección

de

la

configuración

y

del

fluido

de

trabajo

.............................................

185

6.1.2. Ubicación de las distintas plantas de estudio ......................................................... 186

6.1.3. Modelado del ORC en su punto nominal ................................................................ 186

6.1.4. Modelado del ORC en su fase de operación. .......................................................... 187

6.2. Conclusiones económicas ................................................................................. 188

6.3. Prospectiva ........................................................................................................ 189

7.

Bibliografía ................................................................................... 191

8. Anexos .......................................................................................... 195


26/252

Índice de figuras

Figura 2.1. Estructura interna de la tierra .................................................................................................. 21

Figura 2.2. Fenómeno de subducción ......................................................................................................... 22

Figura 2.3.Yacimiento hidrotermal convencional ....................................................................................... 25

Figura 2.4. Sistema Geotérmico Estimulado (EGS) ..................................................................................... 25

Figura 2.5. Fase de perforación .................................................................................................................. 28

Figura 2.6. Ciclo directo sin condensación .................................................................................................. 30

Figura 2.7. Ciclo directo con condensación ................................................................................................. 31

Figura 2.8. Ciclo binario básico ................................................................................................................... 32

Figura 2.9. Ciclo binario con regeneración ................................................................................................. 32

Figura 2.10. Ciclo binario de doble presión................................................................................................. 33

Figura 2.11. Ciclo binario de doble fluido ................................................................................................... 33

Figura 2.12.

Diagrama

básico

de

un

ORC

...................................................................................................

36

Figura 2.13. ORC subcrítico (a) y supercrítico.(b) ....................................................................................... 37

Figura 2.14. Diagramas T ‐Q de un ciclo subcrítico (a) y supercrítico (b) .................................................... 37

Figura 2.15. Mapa del potencial geotérmico español ................................................................................ 40

Figura 3.1. Ciclo binario básico ................................................................................................................... 45

Figura 3.2 Ciclo binario con regeneración .................................................................................................. 45

Figura 3.4: Ciclo Subcrítico con regeneración y refrigeración por torre ..................................................... 51

Figura 3.5: Ciclo Subcrítico con regeneración y refrigeración con aerocondensador ................................. 52

Figura 3.6. Frecuencia de la temperatura húmeda anual para las 24 horas del día (Cáceres) .................. 53

Figura 3.7. Frecuencia de la temperatura seca anual para las 24 horas del día (Cáceres) ........................ 54

Figura 3.8. Frecuencia de la temperatura húmeda anual entre las 8‐20 horas (Cáceres) .......................... 55

Figura 3.9. Frecuencia de la temperatura seca anual entre las 8‐20 horas (Cáceres) ................................ 55

Figura 3.10. Frecuencia de la temperatura húmeda anual para las 24 horas del día (Jaca) ...................... 56

Figura 3.11. Frecuencia de la temperatura seca anual para las 24 horas del día (Jaca) ............................ 56

Figura 3.12. Frecuencia de la temperatura húmeda anual entre las 8‐20 horas (Jaca) ............................. 57

Figura 3 13 Frecuencia de la temperatura seca anual entre las 8 20 horas (Jaca) 57


27/252


28/252


29/252

Figura 4.45. Diagrama T ‐s del ciclo binario en el punto nominal 24 h con aerocondensador (Pontevedra)

.................................................................................................................................................................. 117

Figura 4.46.

Diagrama

T ‐Q

del

recuperador

para

refrigeración

con

aerocondensador

en

su

punto

nominal

24 h (Pontevedra) ..................................................................................................................................... 117

Figura 4.47. Diagrama T ‐Q del regenerador para refrigeración con aerocondensador en su punto nominal

24 h (Pontevedra) ..................................................................................................................................... 117

Figura 4.48. Diagrama T ‐s del ciclo binario en el punto nominal 12 h con aerocondensador (Pontevedra)

.................................................................................................................................................................. 119

Figura 4.49. Diagrama T ‐Q del recuperador para refrigeración con aerocondensador en su punto nominal

12 h (Pontevedra) ..................................................................................................................................... 119

Figura 4.50. Diagrama T ‐Q del regenerador para refrigeración con aerocondensador en su punto nominal

12 h (Pontevedra) ..................................................................................................................................... 119

Figura 4.51. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 24

h y refrigerada con torre (Cáceres) ........................................................................................................... 123

Figura 4.52. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 24 h y

refrigerada con torre (Cáceres) ................................................................................................................ 123

Figura 4.53. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Cáceres)............ 124


h y refrigerada con torre (Cáceres) ........................................................................................................... 125

Figura 4.55.

Rendimiento

de

la

planta

en

función

de

sus

condiciones

de

operación

durante

12

h y

refrigerada con torre (Cáceres) ................................................................................................................ 125



h y refrigerada con aerocondensador (Cáceres) ....................................................................................... 127


refrigerada con

aerocondensador

(Cáceres)

............................................................................................

127



h y refrigerada con aerocondensador (Cáceres) ....................................................................................... 129


30/252


31/252


refrigerada con torre (Pontevedra) .......................................................................................................... 147

Figura 4.89.

Curvas

monótonas

de

la

planta

para

distintas

cargas

en

el

foco

caliente

(Pontevedra)......

148


h y refrigerada con torre (Pontevedra) ..................................................................................................... 149


refrigerada con torre (Pontevedra) .......................................................................................................... 149

Figura 4.92. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Pontevedra)...... 150


h y refrigerada con aerocondensador (Pontevedra) ................................................................................. 151


refrigerada con aerocondensador (Pontevedra) ...................................................................................... 151



h y refrigerada con aerocondensador (Pontevedra) ................................................................................. 153


refrigerada con aerocondensador (Pontevedra) ...................................................................................... 153


Figura 5.1. Costes de inversión de una planta geotérmica de 20 MW ..................................................... 160

Figura 5.2.

Gráfica

del

coste

de

operación

y mantenimiento

en

función

de

potencia

neta

producida

por

la

planta ....................................................................................................................................................... 161

Figura 5.3. Frecuencia de la temperatura húmeda anual para las 24 horas del día (Pontevedra) .......... 179

Figura 5.4. Frecuencia de la temperatura húmeda anual para las 24 horas del día (Jaca) ...................... 180

Figura 5.6. Frecuencia de la temperatura seca anual para las 24 horas del día (Murcia) ....................... 180

Figura 5.5. Frecuencia de la temperatura seca anual para las 24 horas del día (Jaca) ............................ 180

Figura 6.1.

Rendimiento

de

la

planta

en

función

de

sus

condiciones

de

operación

durante

24

h y

refrigerada con torre (Jaca) ...................................................................................................................... 188


32/252


33/252

Tabla 4.15. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal

24 h con aerocondensador (Jaca) ............................................................................................................. 100

Tabla 4.16.

Propiedades

termodinámicas

para

refrigeración

con

aerocondensador

en

el

punto

de

diseño

12 h (Jaca) ................................................................................................................................................ 102

Tabla 4.17. Características de los intercambiadores de calor del ciclo en su punto nominal 12 h

refrigerando con aerocondensador (Jaca) ................................................................................................ 102


12 h con aerocondensador (Jaca) ............................................................................................................. 102

Tabla 4.19. Propiedades termodinámicas para refrigeración con torre en el punto de diseño 24 h

(Murcia) .................................................................................................................................................... 104


refrigerando con torre (Murcia) ............................................................................................................... 104


24 h con torre de refrigeración (Murcia) .................................................................................................. 104


(Murcia) .................................................................................................................................................... 106


refrigerando con torre (Murcia) ............................................................................................................... 106


12 h con

torre

de

refrigeración

(Murcia)

..................................................................................................

106

Tabla 4.25. Propiedades termodinámicas para refrigeración con aerocondensador en el punto de diseño

24 h (Murcia) ............................................................................................................................................ 108


refrigerando con aerocondensador (Murcia) ........................................................................................... 108


24 h con

aerocondensador

(Murcia)

.........................................................................................................

108


12 h (Murcia) ............................................................................................................................................ 110



34/252


(Pontevedra) ............................................................................................................................................. 114

Tabla 4.35.

Características

de

los

intercambiadores

de

calor

del

ciclo

en

su

punto

nominal

12

h

refrigerando con torre (Pontevedra) ........................................................................................................ 114


12 h con torre de refrigeración (Pontevedra) ........................................................................................... 114


24 h (Pontevedra) ..................................................................................................................................... 116


refrigerando con aerocondensador (Pontevedra) .................................................................................... 116


24 h con aerocondensador (Pontevedra) ................................................................................................. 116


12 h (Pontevedra) ..................................................................................................................................... 118


refrigerando con aerocondensador (Pontevedra) .................................................................................... 118


12 h con aerocondensador (Pontevedra) ................................................................................................. 118

Tabla 4.43. Resultados de los distintos escenarios para el punto de diseño de las distintas plantas de

estudio ......................................................................................................................................................

121

Tabla 4.44. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación

(Cáceres) ................................................................................................................................................... 124


(Cáceres) ................................................................................................................................................... 126


(Cáceres) ...................................................................................................................................................

128


(Cáceres) ................................................................................................................................................... 130

Tabla 4.48. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación (Jaca)


35/252


36/252


37/252

1. Introducción


38/252

1.

Introducción


39/252

1.1. Motivación del proyecto

El desarrollo

de

la

sociedad

actual

se

caracteriza

por

depender

cada

vez

más

de

la

energía eléctrica debido al mayor consumo en las ciudades: industria, comercio y

hogares. Esto, unido al encarecimiento y al progresivo agotamiento de los

combustibles fósiles y el impacto medioambiental, plantea la necesidad de apostar por

las fuentes de energías renovables y la eficiencia energética como principios básicos

para conseguir un desarrollo sostenible. Si añadimos a esto, la alta dependencia

energética española del exterior (en torno al 80%), parece imprescindible aprovechar

las fuentes

de

energía

existentes.

Ante esta necesidad surge la energía geotérmica, que se encuentra almacenada

bajo la superficie de la Tierra en forma de calor, presentando un potencial enorme,

que se ha aprovechado mínimamente. Sus aplicaciones van desde usos térmicos, para

baja temperaturas (por debajo de los 100°C), hasta la producción de electricidad

cuando se trata de yacimientos de media y alta temperatura (superiores a los 100‐

120°C)

España cuenta con una estructura geológica propicia para la presencia de recursos

geotérmicos en el subsuelo. De hecho, numerosos estudios realizados al respecto lo

corroboran. El aprovechamiento térmico de yacimientos de baja temperatura está

comenzando a desarrollarse en España mediante aplicaciones con bomba de calor. Sin

embargo, la aplicación eléctrica carece de explotación alguna dentro del territorio

nacional.

Por ello, el presente proyecto se centra en un estudio del aprovechamiento de la

energía geotérmica con fines eléctricos en España. Para llevarlo a cabo, se evaluarán

distintas ubicaciones donde existan yacimientos de media temperatura y se realizará

un análisis técnico‐económico de las distintas plantas de estudio, con el fin de

caracterizar cada uno de ellos y definir su rentabilidad.

En primer

lugar,

antes

de

ubicar

las

plantas

en

los

distintos

yacimientos

españoles,

se realiza un estudio de las centrales geotérmicas de ciclo binario existentes

clasificando los recursos geotérmicos en tres rangos de temperatura. Se determina el

fluido y la configuración óptima para cada rango con el objetivo de establecer una

pauta de diseño a la hora de plantearse la construcción de una planta de estas

1.

Introducción


40/252

Una vez determinada la ubicación, el fluido de trabajo y la configuración de las

distintas plantas, se procede al modelado de las mismas. Se diseña la planta en su

punto nominal

teniendo

en

cuenta

que

los

pozos

geotérmicos

funcionan

al

100%

y bajo las condiciones ambientales más frecuentes, es decir, se establecen las

condiciones del foco frío a través de la temperatura ambiente con mayor frecuencia

anual.

A continuación se modela la operación de la planta fuera de su punto nominal, ya

sea debido a variaciones en el foco caliente como en el foco frío. Las variaciones en el

foco caliente se deben principalmente a averías en los pozos geotérmicos, mientras

que las producidas en el foco frío vienen provocadas por cambios de la temperatura

ambiente, lo que modificará las condiciones de condensación del ciclo. A partir de

aquí, se obtendrá la energía eléctrica producida por la planta a lo largo de un año, la

cual será vendida a la red.

Por último, se realiza un estudio de viabilidad económica de cada una de las

plantas con el fin de determinar su rentabilidad. Se contemplan dos situaciones, la

primera corresponde

a la

venta

de

la

electricidad

atendiendo

a la

tarifa

de

régimen

especial de la Orden IET/3586/2011. Debido a la entrada en vigor del Real Decreto‐ley

1/2012, por el que se suspenden las tarifas de régimen especial a las instalaciones de

nueva construcción, aparece un nuevo escenario de rentabilidad, puesto que la tarifa

de venta se rige por la del mercado, reduciendo la rentabilidad del proyecto. En ambos

casos, se comprobarán los tamaños de planta que conduzcan a resultados económicos

favorables.

1.2. Objetivos del proyecto

Los objetivos del proyecto se resumen en los siguientes puntos:

•

Identificación

plantas

de

ciclo

binario

existentes

y

clasificarlas

en

tres

rangos de temperaturas.

• Selección de la configuración y del fluido de trabajo más adecuados para

cada uno de los tres rangos de temperatura seleccionados anteriormente.


41/252


42/252

2. Estado de la técnica


43/252

La energía geotérmica, que se encuentra en el subsuelo terrestre, es una fuente

de energía renovable que presenta un potencial enorme pese a que su

aprovechamiento es

mínimo

en

la

actualidad.

El

recurso

geotérmico

para

climatización, puede encontrarse en cualquier sitio del mundo; sin embargo, la energía

de media y alta temperatura, necesaria para la generación eléctrica se encuentra en

menor medida. A pesar de esto tiene un alto potencial para generación eléctrica

cuando se trata de yacimientos de entre 120‐300°C.

La temperatura de los yacimientos de media temperatura puede ser aprovechada

mediante un Ciclo de Rankine Orgánico (ORC) en una planta de ciclo binario para la

producción de electricidad. Se adopta este tipo de tecnología cuando la temperatura

del recurso geotérmico no es demasiado alta o si el fluido geotérmico tiene una

elevada salinidad lo que imposibilitaría su uso directo en el ciclo termodinámico.

2.1.

Recursos

geotérmicos

La estructura interna de la tierra está formada por distintas capas tal y como se

muestra en la figura 2.1. El núcleo, que es sólido en su parte interna y líquido en la

externa, se encuentra a unos 6.300 km de profundidad y alcanza temperaturas de

entorno a los 4200°C. Esta temperatura va disminuyendo a medida que se aproxima a

la superficie terrestre. El manto, está compuesto por roca fundida en estado plástico,

envuelve al núcleo y alcanza temperaturas entre los 3000°C y 1000°C.


44/252



45/252

Debido a la gran diferencia térmica entre el interior y la superficie terrestre, se

produce un flujo constante de calor hacia el exterior alcanzando un total de 42 TJ. Sin

embargo, solamente

una

pequeña

cantidad

de

este

calor

es

aprovechable

por

el

ser

humano con fines térmicos o para ser aprovechado para generar electricidad. Para el

aprovechamiento en generación eléctrica es necesario alcanzar temperaturas

relativamente elevadas, por encima de los 100°C. Sólo en zonas con un gradiente

térmico superior al habitual se podrán alcanzar estas temperaturas a una profundidad

asumible. En estas zonas se pueden alcanzar temperaturas de 120°C ‐ 300°C a

profundidades de 1.500 m‐ 2.500 m, mientras que en las zonas con gradiente térmico

medio

las

temperaturas

a

dichas

profundidades

alcanzarían

valores

entorno

a

los

50°C

‐ 80°C.

Cuando se dan las condiciones favorables en una zona geográfica concreta para

poder explotar de forma económica un recurso geotérmico del subsuelo, se determina

que existe un yacimiento geotérmico. Los yacimientos se pueden clasificar conforme a

distintos criterios, ya sean geológicos, según su forma de explotación o de nivel de

temperatura, siendo esta última la más empleada.

2.1.1. Clasificación en función de su temperatura

Yacimientos de baja temperatura

Estos yacimientos alcanzan unas temperaturas entre 30 y 100°C y pueden

encontrarse en zonas donde el gradiente de temperatura sea normal o ligeramente

superior. Su

aplicación

se

basa

en

el

uso

directo

del

calor,

es

decir,

con

fines

térmicos

(calefacción, procesos industriales, balnearios) o en aprovechamiento con bomba de

calor.

La única condición geológica que deben cumplir estos yacimientos para poder ser

explotados de forma económica y viable es su presencia en profundidades adecuadas,

entre 1.500 y 2.500 m, de formaciones geológicas permeables capaces de dejar circular

fluidos que extraigan el calor del subsuelo. En zonas con gradiente geológico habitual

de 3,1°C por cada 100 m, se pueden alcanzar temperaturas de 70°C a profundidades

de unos 2.000 m.

Yacimientos de media temperatura


46/252



47/252

Figura 2.3.Yacimiento hidrotermal convencional. (Fuente: Guía de la energía geotérmica [1])

A medida que el agua asciende por el pozo de producción hacia la superficie se

genera una

gran

cantidad

de

vapor

debido

a que

disminuye

bruscamente

la

presión

y si

las características del fluido son adecuadas se hacen pasar por una turbina para

generar electricidad.

Yacimientos de roca seca caliente (HDR)

A diferencia de los yacimientos hidrotermales, éstos no presentan agua suficiente

y suficiente permeabilidad para poder ser empleada como fluido geotérmico y extraer

el calor. Sin embargo, cumple las condiciones necesarias de presentar una fuente de

calor a una profundidad accesible, de ahí que puedan ser utilizados por el ser humano

mediante Sistemas Geotérmicos Estimulados (EGS), representado en la figura 2.4.



48/252

Mediante sistema EGS se mejora la permeabilidad del yacimiento

inyectando, a través de un sondeo grandes cantidades de agua fría a presión

con

el

fin

de

realizar

fracturas

(hidrofracturación)

por

las

que

el

agua

pueda

circular. Un vez el yacimiento se encuentra en condiciones de explotación se

extrae el agua caliente inyectada anteriormente y será aprovechada mediante

un ciclo binario. En él se producirá un intercambio de calor con un fluido

orgánico de trabajo para generación eléctrica. Posteriormente el agua es

reinyectada de nuevo al yacimiento para su reutilización.

Esta técnica no solo sirve para crear nuevos yacimientos, sino que se

puede utilizar

para

ampliar

los

existentes

con

el

fin

de

extraer

más

calor

y el

consiguiente aumento de las reservas geotérmicas.

Los yacimientos de roca caliente son los más habituales en España y por

tanto son los que se abordarán en el presente proyecto. El tipo de planta más

adecuado para explotar estos yacimientos es mediante ciclos binarios, puesto

que presentan la ventaja de poder aprovechar temperaturas medias y que el

fluido geotérmico

es

reutilizado

en

el

yacimiento.

‐ Yacimientos geopresurizados: son yacimientos donde el fluido confinado se

encuentra sometido a grandes presiones, del orden de 700 atm y a

temperaturas en torno a los 180°C [2]. Esto supone entorno a un 40‐90%

superior a la presión hidrostática que le correspondería a la profundidad a la

que se encuentran.

Estos yacimientos han sido descubiertos debido a exploraciones petrolíferas y

presentan dificultades de explotación debido a las altas presiones y la elevada

profundidad (6.000 m) a la que se encuentran, lo que dificulta las labores de

perforación.

‐ Yacimientos de magma: en este tipo de yacimientos se utiliza directamente el

calor del magma mediante la inyección de agua fría a presión, por medio de

sondeos, hasta

topar

directamente

con

la

bolsa

magmática.

En

este

proceso

parte del magma se solidifica y fractura con el estrés térmico creando una

zona permeable que permite extraer el agua caliente del yacimiento. Sin

embargo, la tecnología actual hace inviable los sistemas de perforación que

it d l l d l t ió



49/252

2.2.1. Exploración

Hay

cinco

objetivos

que

un

programa

de

exploración

para

la

construcción

de

una

planta de generación eléctrica debe cumplir:

‐ Localizar las zonas con roca caliente.

‐ Estimar el volumen, la temperatura y la permeabilidad del yacimiento.

‐ Predecir el tipo de yacimiento a explotar, ya sea hidrotermal, de roca seca

caliente, etc.

‐ Si hay fluido en el yacimiento, predecir la naturaleza química del mismo.

‐ Pronosticar el potencial eléctrico para un mínimo de 20 años de vida útil.

Todas estas premisas condicionan la construcción de la planta geotérmica.

Conocer la temperatura del yacimiento y sus distintas propiedades es crucial para

elegir el

tipo

de

tecnología

a emplear.

Este

estudio

preliminar

determina

la

viabilidad

del proyecto, por lo que habrá que prestar especial atención.

Con el fin de conseguir los objetivos anteriormente citados, la exploración sigue

los siguientes pasos:

1) Estudio de la literatura: analizar los estudios de exploración realizados con

el fin

de

situar

los

posibles

yacimientos

existentes

en

la

zona

donde

se

vaya

a construir la planta. El Instituto Geológico y Minero de España (IGME) ha

realizado varis estudios clasificando y localizando los yacimientos

presentes en la geografía española.

2) Exploración aérea: una imagen aérea de la zona en cuestión puede dar

información sobre la naturaleza estructural del terreno; localización de

manifestaciones térmicas anómalas mediante el uso de visión infrarroja;

medidas geomagnéticas; referencias geográficas para guiar posteriores estudios sobre el terreno y realizar cartografías geológicas.

3) Estudio geológico: se realiza en el suelo que se quiera examinar y permite

d t t t i f ll i t l di t ib ió l ti ü d d d



50/252

6) Estudio geofísico: permite determinar el flujo de calor presente en el

yacimiento, su conductividad eléctrica, temperatura, densidad y su

sensibilidad

magnética.

2.2.2. Perforación

Después de haber terminado el proceso de exploración, habiendo analizado

rigurosamente los datos, se procede a la siguiente paso, la fase de perforación. Esta

fase, supone un coste significativamente mayor que la de exploración, por ello se debe

acometer únicamente después de haber realizado un estudio geológico exhaustivo del

yacimiento del

que

se

arrojen

datos

positivos.

Figura 2.5. Fase de perforación. (Fuente: http://www.mannvit.com)

Generalmente se taladran tres pozos en una etapa inicial [3] con el fin de

confirmar los

resultados

del

estudio

de

exploración.

De

hecho,

se

pueden

considerar

parte de la exploración y por tanto, debe recabarse la mayor cantidad de información

posible durante la perforación. Dichos pozos se situarán en las zonas más

prometedoras del yacimiento, situándose, preferentemente, en forma de triángulo y

abarcando la mayor superficie posible para definir una zona productiva.



51/252

La perforación de los pozos se realiza mediante un taladro dentado que describe

un movimiento rotatorio ejerciendo una fuerza vertical sobre el suelo rocoso. Los

fragmentos

de

roca

desprendidos

deben

extraerse

para

que

la

perforación

pueda

avanzar. Por ello, es necesario emplear un fluido de taladrado que, además, permite

refrigerar y lubricar el taladro y prevenir el colapso del pozo mientras se está

perforando.

2.3.

Tipos

de

plantas

geotérmicas

de

generación

eléctrica

2.3.1. Centrales geotérmicas flash o de vapor húmedo

Aprovechan el fluido geotérmico que llega como agua bifásica (vapor‐líquido). Este

tipo de yacimientos son los más habituales, alcanzando en 2005 el 65,8% (5.832 MW,

210 centrales)

de

las

centrales

instaladas.

Los

yacimientos

aprovechables

mediante

este tipo de tecnología son los de alta temperatura (175‐310ºC).

En los yacimientos de líquido predominante, el agua confinada se encuentra bajo

unas condiciones de presión y temperatura que la mantienen en estado líquido. Sin

embargo, al perforar el yacimiento se produce una variación en las condiciones del

mismo, de forma que parte del agua pasa a estado vapor al descender a la presión

atmosférica.

Se

produce

una

evaporación

flash

y

se

origina

un

fluido

bifásico,

donde

la

fracción de vapor resultante se conduce a una turbina para producir electricidad.

2.3.2. Centrales geotérmicas de vapor seco

El fluido que llega a la superficie es vapor en estado de saturación o bien

ligeramente sobrecalentado. Fueron el primer tipo de plantas de generación

geotérmica en alcanzar un estatus comercial. Su historia se remonta a principios del

siglo XX.

Este tipo de plantas son más simples y económicas que las de tipo flash, debido a

que se dispone del recurso directamente en fase vapor. Sin embargo, los estos

yacimientos son muy escasos; de hecho sólo se han descubierto cinco en el mundo



52/252

En las centrales geotérmicas flash y de vapor seco cabe destacar varios tipos de

tecnologías empleadas para la explotación de los recursos geotérmicos:

Ciclo

directo

sin

condensación

(Figura

2.6.): es el ciclo más simple y más

barato en cuanto al coste de la planta. Consiste en separar la fase líquida,

que será reinyectada, y la de vapor del fluido procedente del yacimiento

geotérmico y expandir este último en una turbina que descarga al

ambiente. Estas unidades pueden llegar a consumir doble cantidad de

vapor por kilovatio producido que las unidades con condensación. Se suele

utilizar para pequeños suministros locales a partir de pozos aislados. Su uso

es obligado

cuando

los

gases

no

condensables

contenidos

en

el

vapor

superen el 50% o cuando el contenido total de gases exceda del 10%,

puesto que su separación supondría un alto coste.

Figura 2.6. Ciclo directo sin condensación. (Fuente: elaboración propia)

Ciclo directo con condensación (Figura 2.7.): es el más común de los ciclos

utilizados en los yacimientos de vapor seco, como en las centrales de

Larderello (Italia), The Geysers (USA) y Matsukawa (Japón). El vapor que

pasa

por

las

turbinas

es

condensado

extrayéndose

los

gases

contenidos

en

el mismo.



53/252

Figura 2.7. Ciclo directo con condensación. (Fuente: elaboración propia)

2.3.3. Centrales geotérmicas de ciclo binario

El aprovechamiento de la energía geotérmica mediante ciclos binarios viene

utilizándose desde hace bastante tiempo. El primer ciclo binario geotérmico se puso en

marcha en Paratunka, cerca de la ciudad de Petropavlovsk, en la península rusa de

Kamchatka, en 1967. Su potencia era de 670 kW y proporcionaba electricidad y calor a

un pequeño

pueblo

y sus

granjas

cercanas.

Se adopta esta tecnología cuando la temperatura del recurso no es muy elevada

(120ºC‐170ºC) o el fluido geotérmico tiene una elevada salinidad, lo que imposibilitaría

su expansión en una turbina de vapor, debido a problemas de corrosión. Se utiliza un

fluido secundario, normalmente de carácter orgánico, que tenga un comportamiento

termodinámico adecuado, es decir, bajo punto de ebullición y alta presión de vapor a

bajas temperaturas.

El

fluido

geotérmico

pasa

través

de

un

intercambiador

de

calor

y posteriormente es reinyectado en el almacén geotérmico para reanudar el ciclo. A

través del intercambiador se cede calor al fluido secundario, que se evapora y se

expande en la turbina y posterior mente es enfriado y condensado completando un

circuito cerrado.



54/252

Figura

2.8.

Ciclo

binario

básico.

(Fuente:

elaboración

propia)

Ciclo binario con regeneración (Figura 2.9.): el fluido binario es precalentado a

través de un regenerador antes de ser evaporado en el recuperador.


l b d d bl ó ( ) d d ó


55/252

Ciclo binario de doble presión (Figura 2.10.): tiene dos procesos de evaporación

y calentamiento a dos presiones distintas, por lo que la turbina tendrá que ser

de

doble

admisión.

Está

diseñado

para

reducir

las

pérdidas

termodinámicas

que

se producen en el recuperador, al aproximar mejor las curvas de transmisión de

calor (T‐Q) del fluido geotérmico y el fluido de trabajo.

Figura 2.10. Ciclo binario de doble presión. (Fuente: elaboración propia)

Ciclo binario de doble fluido (Figura 2.11.): esta configuración solo se utiliza

cuando la temperatura salida de la turbina del ciclo principal sea lo

suficientemente alta como para ser aprovechado por otro fluido orgánico. Los

dos ciclos quedan ligados por un intercambiador, que funciona como

condensador para el ciclo superior y como recuperador para el ciclo inferior.


2 4 C t l d i l bi i i t t


56/252

2.4.

Centrales

de

ciclo

binario

existentes

Hoy en

día,

los

ciclos

binarios

son

los

más

utilizados

en

las

plantas

geotérmicas

de

producción eléctrica, operando en 155 plantas en todo el mundo (julio de 2004),

generando un total de 274 MW de potencia en 16 países. Constituyen el 33% de todas

las plantas geotérmicas, pero sólo generan el 3% de la potencia geotérmica total. Lo

que indica, que la potencia media por unidad es pequeña, del orden de 1,8

MWe/unidad.

Se han definido tres rangos de temperatura con el fin de seleccionar la

configuración y el fluido más apropiado para los distintos yacimientos geotérmicos

aprovechables mediante un ciclo binario. Para ello se ha realizado un estudio de tres

plantas reales que presentan características significativas:

Central Magmamax : se sitúa en el Imperial Valley de California, EE.UU,

aprovechando como recurso geotérmico el yacimiento de East Mesa. Se trata

de un yacimiento hidrotermal convencional, el cual se caracteriza por alcanzar

elevadas temperatura,

en

torno

a los

200°C

a una

profundidad

de

unos

2500

m.

Sin embargo, el fluido geotérmico presenta altos contenidos en sales lo que le

hacen muy corrosivo. Por ello, se decidió construir una planta binaria de doble

fluido en cuyos ciclos se utilizaban el isobutano y el propano, ambos orgánicos.

La temperatura de entrada del fluido geotérmico en el recuperador alcanza una

los 177°C, saliendo a una temperatura en torno a los 75°C, del cual se emplean

214 kg/s de caudal másico. La planta genera una potencia neta de unos 10,5

MW presentando

una

utilización

anual

del

96,8%

[3].

Central Herber: se encuentra ubicada en la ciudad de Herber, California. Utiliza

al igual que la central Magmamax el yacimiento geotérmico de East Mesa, ya

que se sitúa en la

aprovechamiento de la energia geotermica

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