modelado de los sistemas de calderas hrsg de un ciclo combinado

7/15/2019 Modelado de Los Sistemas de Calderas Hrsg de Un Ciclo Combinado

http://slidepdf.com/reader/full/modelado-de-los-sistemas-de-calderas-hrsg-de-un-ciclo-combinado 1/107

DepartamentodeIngenieríaTérmicaydeFluidosIngenieríaIndustrial

PROYECTOFINDECARRERA

MODELADODELSISTEMADE CALDERAHRSG

DE UN CICLOCOMBINADOCON ELSIMULADORECOSIMPROY CONTROLDELMODELO

AUTOR: RAQUELCALVOSANZTUTORES:CAROLINAMARUGÁNCRUZ

LUISCERRADADUQUE(EmpresariosAgrupados)

SEPTIEMBRE2011



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



A mis padres, a Álvaro,

a mi familia y amigos. Gracias por todo.



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.



Modeladodel SistemadeCalderaHRSGdeunCicloCombinadoconel Simulador EcosimProy Control del Modelo

R aquel Calvo Sanz

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




R aquel Calvo Sanz

6.1. INTRODUCCIÓN.....................................................................................89

6.2. DIAGRAMA DE GANTT ........................................................................91

7. CONCLUSIONES Y TRABAJOS FUTUROS .................................... 93

8. BIBLIOGRAFÍA.....................................................................................95

9. ANEXOS ..................................................................................................96




R aquel Calvo Sanz

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




R aquel Calvo Sanz

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




R aquel Calvo Sanz

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


evaporadores...................................................................................63


en los evaporadores ........................................................................64


sobrecalentadores............................................................................65


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




R aquel Calvo Sanz

Figura 5.3 Gráfico de las temperaturas del gas a la entrada y salida


Figura 5.4 Gráfico de las presiones del agua a la entrada y salida


Figura 5.5 Gráfico de las presiones del gas a la entrada y salida


Figura 6.1 Diagrama de Gantt..........................................................................92




R aquel Calvo Sanz

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




R aquel Calvo Sanz 1

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.





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.





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.





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.





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





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]





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.





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.





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.





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.





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





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.





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:





“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.





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.





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’.





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.





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.





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





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%





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


CalderaCaldera

03322 xxx

hmhmQCaldera

¦¦xx

Salida Entrada

mm ; Calderammmxxx

32





23 hhmQ Caldera

Caldera

xx

Caldera

Caldera

Calderam

Qq

x

x

23 hhqCaldera

Turbina adiabática:

0 ¦¦xxxx


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





41 hhmQ r Condensado

r Condensado

xx

r Condensado

r Condensado

r Condensadom

Qq

x

x

41 hhqr Condensado

Bomba adiabática:

0 ¦¦xxxx


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


CICLOCICLO

C H Salida Entrada Neto

QQQQQxxxxx

xxxxx

entrada Bomba salidaTurbinaSalida Entrada Neto

W W W W W ,,

Bombammmxxx

21





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

QQ

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

QQ

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





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.





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





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.





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’.





''

'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.





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





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





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





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.





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





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)





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.





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





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





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.





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]





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.





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.





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





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





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





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

.





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.





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





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.





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.





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





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.





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





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.





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





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.





Figura 4.3 Vista de la simulación correspondiente a HRSG de alta presión





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.





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





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.





ECONOMIZADORES

Figura 4.9 Editor de características para carcasa y aletas de los economizadores





Figura 4.10 Editor de características para condiciones iniciales y del gas en los economizadores





EVAPORADORES

Figura 4.11 Editor de características para carcasa y aletas de los evaporadores





Figura 4.12 Editor de características para condiciones iniciales y del gas en los evaporadores





SOBRECALENTADORES

Figura 4.13 Editor de características para carcasa y aletas de los sobrecalentadores





Figura 4.14 Editor de características para condiciones iniciales y del gas en los sobrecalentadores





CALDERÍN

Figura 4.15 Editor de características para geometría y condiciones iniciales en el calderín





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.





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.





Figura 4.18 Condiciones de contorno e iteración del experimento simulado





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





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.





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.





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





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.





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





ECONOMIZADOR2Gas

mgas.eco2 147.57kg

s



Cpgas.eco2 1072.34J

kg K


6

u W

Agua

magua.eco2 24.51kg

s


kg 'h agua.eco2 hHeader_Eco2 hHeader_Eco1 1.899 10

5u

m2

s2


u W

RENDIMIENTO

Keconomizador2

Q abs.eco2

Q ced.eco2


ECONOMIZADOR3Gas

m

gas.eco3

147.57kg

s



Cpgas.eco3 1079.8J

kg K


u W





Agua

magua.eco3 24.51kg

s


kg 'h agua.eco3 hHeader_Eco3 hHeader_Eco2 1.395 10

5u

m2

s2


u W

RENDIMIENTO

Keconomizador3Q abs.eco3

Q ced.eco3


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





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





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





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





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

§

¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨

¨̈¨¨¨¨¨¨©

¸¸¸¸¸¸¸¸¸¸¸¸

¸̧¸¸¸¸¸¸ ¹

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

§

¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨¨

¨̈¨¨¨¨¨¨©

¸¸¸¸¸¸¸¸¸¸¸¸

¸̧¸¸¸¸¸¸ ¹





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.





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





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.





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.





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.





Figura 5.5 Gráfico de las presiones del gas a la entrada y salida de cada componente





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





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 €.





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.





Figura 6.1 Diagrama de Gantt





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.





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.





8. BIBLIOGRAFÍA

[1] Gas Natural Fenosa. http://portal.gasnatural.com

[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




9. ANEXOS

modelado de los sistemas de calderas hrsg de un ciclo combinado

Documents