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Proyecto Fin de Carrera
Ingeniería Química
Modelado y simulación de una planta
de cogeneración mediante el simulador
de procesos HYSYS
Autor: Samira Khellaf
Tutor: Daniel Limón Marruedo
Dpto. Ingeniería de Sistemas y Automática
Escuela Técnica Superior de Ingeniería
Universidad de Sevilla
Sevilla, 2016
Proyecto Fin de Carrera
Ingeniería Química
Modelado y simulación de una planta de
cogeneración mediante el simulador de
procesos HYSYS
Autor
Samira Khellaf
Tutor
Daniel Limón Marruedo
Dpto. Ingeniería de Sistemas y Automática
Escuela Técnica Superior de Ingeniería
Universidad de Sevilla
Sevilla, 2016
Proyecto Fin de Carrera: Modelado y simulación de una planta de cogeneración
mediante el simulador de procesos HYSYS
Autor: Samira Khellaf
Tutor: Daniel Limón Marruedo
El tribunal nombrado para juzgar el trabajo arriba indicado, compuesto por los
siguientes profesores:
Presidente:
Vocal/es:
Secretario:
Acuerdan otorgarle la calificación de:
El Secretario del Tribunal
Fecha
I
Agradecimiento
En primer lugar quisiera agradecer a Daniel Limón la oportunidad que me ha brindado
para realizar este proyecto y aprender de él. También quisiera agradecer a mi familia y
mi hermana por su apoyo incondicional, a mi amiga Chary, que gracias al equipo que
formamos hemos logrado llegar al final del camino, y finalmente, un agradecimiento
especial a César por confiar en mí y saber apoyarme para continuar y nunca renunciar.
Samira Khellaf
II
III
Resumen
El presente trabajo muestra los detalles de la implementación en el simulador de
procesos Hysys de un modelo de una planta de cogeneración de la refinería la Rábida de
CEPSA, que suministra vapor a un emplazamiento industrial de refino de petróleo y
genera aproximadamente 50 MW de potencia eléctrica. Para estos efectos, se describió
principalmente sus componentes y su funcionamiento, se modeló la planta de
cogeneración en ambiente estático y se ejecuto la simulación del sistema de la caldera
en estado dinámico, empleando como parámetros de diseño los datos reales de la planta.
Posteriormente se comprobaron los valores reales de operación de la planta con los
valores del modelo simulado, y se concluyó que las similitudes son adecuadas dentro
del rango de precisión satisfactorio. Además, la simulación dinámica ha permitido
probar distintas estrategias de control tipo PID y Cascada hasta conseguir proporcionar
los mejores resultados. Por último, se comprobó la estabilidad y validez del modelo
dinámico introduciendo cambios en los parámetros de caudal y temperatura del
combustible y de los gases de escape de la turbina de gas. Todos los resultados
obtenidos han sido satisfactorios, lo que confirmó la fiabilidad del modelo para su uso
en futuros casos de estudio.
IV
V
Índice
Agradecimiento .................................................................................................................................... I
Resumen ............................................................................................................................................ III
Índice de Figuras............................................................................................................................... VII
Índice de tablas .................................................................................................................................. IX
I. Introducción .................................................................................................................................. 1
1.1. Objetivos ................................................................................................................................... 1
1.2. Estado del arte ........................................................................................................................... 2
II. Marco teórico ................................................................................................................................ 7
2.1. Cogeneración: Concepto y ventajas .......................................................................................... 7
2.1.1. Turbina de gas ............................................................................................................... 9
2.1.2. Turbina de vapor ......................................................................................................... 11
2.1.3. Caldera de recuperación de calor ................................................................................ 13
2.3. Ciclos utilizados en sistemas de cogeneración ........................................................................ 17
2.3.1. Ciclo Rankine .............................................................................................................. 18
2.3.2. Ciclo Brayton .............................................................................................................. 22
2.3.3. Ciclo combinado ......................................................................................................... 26
2.4. Uso de simuladores en las plantas industriales ....................................................................... 28
2.4.1. El simulador Hysys ..................................................................................................... 30
III. Marco metodológico ................................................................................................................... 33
3.1. Descripción de la planta de cogeneración objeto del estudio .................................................. 33
3.1.1. Turbina de gas ............................................................................................................. 34
3.1.2. Caldera de recuperación .............................................................................................. 36
3.1.3. Línea de retorno de condensados y de agua tratada suministrada a la caldera ............ 40
3.1.4. Turbina de vapor ......................................................................................................... 40
3.2. Consideraciones teóricas utilizadas por Hysys ....................................................................... 41
3.2.1. Selección del Modelo Termodinámico........................................................................ 42
3.2.2. Reacciones químicas ................................................................................................... 46
3.2.3. Entorno de simulación ................................................................................................. 47
3.3. Datos y parámetros de diseño de la caldera de recuperación de calor .................................... 54
3.3.1. Composición, temperatura y presión de los flujos de materia. .................................... 54
3.4. Metodología de simulación ..................................................................................................... 59
3.4.1. Simulación en estado Estático ..................................................................................... 59
3.4.2. Simulación en estado Dinámico .................................................................................. 72
IV. Análisis y resultados ................................................................................................................... 85
VI
4.1. Validación del modelo Estático ............................................................................................... 85
4.2. Validación del modelo Dinámico ............................................................................................ 86
V. Conclusiones ............................................................................................................................... 95
VI. Bibliografía ................................................................................................................................. 97
VII
Índice de Figuras
Figura I.1. Evolución de la potencia de cogeneración instalada en España desde 1983 y 2008 ......... 3
Figura II.1.Comparación del aprovechamiento de energía entre un sistema convencional de
generación de electricidad y un sistema de cogeneración. ............................................................ 8
Figura II.2. Turbina de Gas .................................................................................................................. 9
Figura II.3. Diagrama Sankey Sistema de Cogeneración con turbina de Gas ................................... 10
Figura II.4. Diagrama de Sankey Típico para Cogeneración con Turbina de Vapor ........................ 12
Figura II.5. Caldera de Recuperación (HRSG) .................................................................................. 13
Figura II.6. Esquema de una caldera de recuperación de calor ......................................................... 14
Figura II.7. Esquema descriptivo de un evaporador de la caldera ..................................................... 15
Figura II.8. Calderín .......................................................................................................................... 16
Figura II.9. Evolución de las temperaturas de los fluidos.................................................................. 16
Figura II.10. Configuración básica de un Ciclo Combinado típico ................................................... 18
Figura II.11. Ciclo de potencia básico Rankine ................................................................................ 19
Figura II.12. Diagrama T-S del ciclo Rankine ideal ......................................................................... 19
Figura II.13. Diagrama T-S con mezcla agua-vapor ......................................................................... 21
Figura II.14. Diagrama T-S con agua saturada y x > 80% ............................................................... 21
Figura II.15. Diagrama T-S del ciclo Rankine real ............................................................................ 22
Figura II.16. Ciclo de potencia Brayton abierto ............................................................................... 23
Figura II.17. Ciclo de potencia Brayton cerrado .............................................................................. 24
Figura II.18. Diagramas T-S y P-V para el ciclo Brayton cerrado .................................................... 24
Figura II.19. Diagramas T-S y P-V y el trabajo neto del ciclo Brayton cerrado .............................. 25
Figura II.20. Esquema del funcionamiento de un Ciclo Combinado ................................................. 26
Figura III.1. Esquema de la planta de cogeneración ......................................................................... 33
Figura III.2. Conjunto turbina-compresor de la planta de cogeneración. .......................................... 34
Figura III.3. Quemador de bajo NOx ................................................................................................. 35
Figura III.4. Esquema de la caldera de recuperación de la planta de cogeneración la Rábida .......... 37
Figura III.5. Esquema de la Planta de cogeneración .......................................................................... 39
Figura III.6. Perfil de temperaturas de gases y agua-vapor de las diferentes secciones del HRSG ... 39
Figura III.7. Turbina de vapor de la planta de cogeneración ............................................................. 40
Figura III.8. Esquema de simulación de la planta de cogeneración ................................................... 42
Figura III.9. Módulo de un compresor ............................................................................................... 47
Figura III.10. Módulo Heat Exchanger .............................................................................................. 48
Figura III.11. Módulo Cooler y Heater combinados ......................................................................... 50
Figura III.12. Módulo Separator ........................................................................................................ 50
Figura III.13. Módulo de un Tee ....................................................................................................... 51
Figura III.14. Módulo de un Mixer .................................................................................................... 51
Figura III.15.Módulo de un Recycle .................................................................................................. 51
Figura III.16. Módulo de una Bomba (Pump) ................................................................................... 52
Figura III.17. Módulo de una valvula (Valve) ................................................................................... 54
Figura III.18. Esquema de simulación de la Turbina de Gas ............................................................. 55
Figura III.19. Esquema de simulación de la Turbina de Vapor ......................................................... 55
Figura III.20. Imagen inicial del nuevo caso de simulación. ............................................................. 60
Figura III.21. Ventana de cambio de unidades .................................................................................. 60
Figura III.22. Ventana de la sección de simulación “Simulation Basis Manager”. ........................... 61
Figura III.23. Ventana de componentes ............................................................................................. 61
VIII
Figura III.24.Ventana de la lista de componentes de Hysys .............................................................. 62
Figura III.25. Ventana de la lista de paquetes de fluidos o método termodinámico .......................... 62
Figura III.26. Ventana de reacciones químicas .................................................................................. 63
Figura III.27. Ventana de entorno de simulación .............................................................................. 63
Figura III.28. Imagen inicial del entorno de simulación (PFD). ........................................................ 64
Figura III.29. Ventana de condiciones de la corriente de materia ..................................................... 64
Figura III.30. Esquema de simulación del separador y los calentadores de las corrientes de
recirculación ................................................................................................................................ 65
Figura III.31. Ventana de diseño del separador flash. ....................................................................... 65
Figura III.32. Condiciones de las corrientes involucradas en el separador flash ............................... 66
Figura III.33. Ventana de parámetros de diseño del modelo de la bomba ......................................... 66
Figura III.34.Ventana de conexiones del Reciclo .............................................................................. 67
Figura III.35. Ventana de parámetros de diseño del Reciclo ............................................................. 67
Figura III.36. Ventana de condiciones de diseño del mezclador de corrientes .................................. 68
Figura III.37. Ventana de parámetro de diseño del divisor de corrientes .......................................... 68
Figura III.38. Ventana de condiciones de las corrientes del calentador ............................................ 69
Figura III.39. Esquema de simulación de la cámara de combustión y el tren de calentamiento ....... 69
Figura III.40. Ventanas de parámetros de diseño del intercambiador ............................................... 70
Figura III.41. Ventana de condiciones de corrientes de la cámara Gibbs de combustión ................. 70
Figura III.42. Ventana de paquete de reacción del reactor Gibbs ...................................................... 71
Figura III.43. Ventanas de diseño del modelo del enfriador.............................................................. 71
Figura III.44. Esquema de unión de las corrientes de energía ........................................................... 72
Figura III.45. Ventana Dynamics para especificar la presión de la corriente de flujo ....................... 73
Figura III.46. Ventana Dynamics para especificar tamaño del separador ......................................... 75
Figura III.47. Ventana de las especificaciones dinámicas del intercambiador de calor .................... 75
Figura III.48. Ventana de diseño de la válvula .................................................................................. 76
Figura III.49. Ventana Dynamics de la válvula. ................................................................................ 77
Figura III.50. Ventana para la definición del controlador. ................................................................ 78
Figura III.51. Ventana de la pestaña desplegable de los algoritmos de control de Hysys ................. 78
Figura III.52. Ventana de selección del tipo de controlador .............................................................. 79
Figura III.53. Esquema de simulación dinámica de la caldera de recuperación de calor .................. 81
Figura III.54. Notificación de cambios necesarios para activar el modo dinámico ........................... 81
Figura III.55. Asistente dinámico, Ventana de notificación de los cambios necesarios .................... 82
Figura III.56. Ventana de parámetros de "Autotuner" ....................................................................... 83
Figura III.57. Graficas y “Face Plate” de los controladores al alcanzar el régimen permanente ....... 83
Figura IV.1. Gráfica de evolución del set point del controlador FIC-Comb. .................................... 87
Figura IV.2. Gráfica de evolución del set point del controlador FIC-GasesTG ................................ 87
Figura IV.3. Gráfica de evolución del set point del controlador PIC-Calderín al aplicar un salto en la
referencia de +9 bar ..................................................................................................................... 88
Figura IV.4. Gráfica de evolución del set point del controlador PIC-Calderín al aplicar dos saltos en
la referencia de +0.5 y -0.5 bar.................................................................................................... 88
Figura IV.5. Gráfica de evolución del set point del controlador TIC-Atemp. ................................... 89
Figura IV.6. Gráfica de evolución del set point del controlador FIC-Atemp. ................................... 89
Figura IV.7. Gráfica de evolución del set point del controlador LIC-Calderín ................................. 90
Figura IV.8. Gráfica de evolución del set point del controlador FIC-Agua Alim. ............................ 90
IX
Índice de tablas
Tabla I.1. Gestión de la demanda eléctrica el 17 de diciembre de 2001 .............................................. 4
Tabla III.1. Datos operativos de la turbina de gas. ............................................................................ 34
Tabla III.2. Datos operativos de la caldera de recuperación (HRSG) ............................................... 36
Tabla III.3. Cálculo del Perfil de Temperaturas de la Caldera .......................................................... 38
Tabla III.4. Datos operativos de la turbina de vapor ......................................................................... 40
Tabla III.5. Los paquetes básicos recomendados en función del tipo de proceso. ............................ 44
Tabla III.6.Datos de diseño de la turbina de gas ................................................................................ 55
Tabla III.7. Datos de diseño de la turbina de vapor ........................................................................... 56
Tabla III.8. Datos de diseño de la caldera de recuperación de calor.................................................. 56
Tabla III.9. Condiciones de presión, temperatura y caudal de las corrientes de entrada. .................. 57
Tabla III.10.Composición de los gases de escape de la turbina. ........................................................ 57
Tabla III.11. Composición de los gases de salida de la cámara de post-combustión ........................ 58
Tabla III.12. Composición del gas natural. ........................................................................................ 58
Tabla III.13. Tipo de flujo y corrientes de entrada y salido de los equipos. ..................................... 58
Tabla III.14. Temperaturas y presiones introducidas en las diferentes corrientes. ............................ 58
Tabla III.15. Datos de los controladores PID .................................................................................... 79
Tabla III.16. Datos de los controladores Cascada ............................................................................. 80
Tabla III.17. Recomendaciones de Hysys para Tuning ..................................................................... 82
Tabla IV.1. Comparación entre los resultados reales y simulación del proceso ................................ 85
X
Capítulo I. Introducción
Capítulo I. Introducción
1
I. Introducción
1.1. Objetivos
Este trabajo tiene como objetivo fundamental estudiar y modelar la planta de
cogeneración de la refinería la Rábida de CEPSA, para la cual se dispone de datos
medidos de operación en un periodo comprendido entre 2010 y 2014, que corresponde a
41961 registros.
Hoy en día se comercializa un gran número de simuladores de procesos, que permiten
resolver de forma rigurosa problemas en estado estacionario y dinámico. Por estas
razones, se escoge como herramienta de simulación para este trabajo el simulador
Hysys.
Uno de los principales propósitos de este trabajo es conseguir un modelo dinámico de la
caldera de recuperación de calor para usarlo en futuros estudios, cuyo objetivo es
diseñar un sistema de control avanzado en el Software Matlab. La conexión entre
Matlab y Hysys para cerrar el lazo del sistema de control se realizará a través de la
filosofía Cliente-Servidor, donde la aplicación Aspen OTS Framework (interfaz de
comunicación para Hysys) se hace del servidor OPC (Interfaz de comunicación para
Matlab) para permitir el intercambio de datos entre los dos paquetes. En este trabajo de
investigación se busca estudiar e identificar los parámetros y factores que afectan a la
eficiencia energética de la planta de cogeneración y realizar la estimación de los costos
que implica la instalación de estas plantas.
La caldera de recuperación de calor es un componente esencial en el diseño de las
plantas de cogeneración. Optimizar sus parámetros conlleva a maximizar el trabajo que
se obtendrá en el ciclo de vapor, y con ello mejorar la eficiencia de la generación. Por
esta razón, se realizarán dos simulaciones, primero se modelará la planta de
cogeneración en estado estático empleando como parámetros de diseño los datos reales
de la planta y después se ejecutará la simulación en estado dinámico del sistema de la
caldera de recuperación de calor.
Además de estudiar los factores que afecten al modelo, y buscar métodos e estrategias
de control para estabilizar varios parámetros internos del sistema de la caldera, se
analizará el comportamiento en el régimen dinámico de las variables del proceso de la
caldera frente a cambios en las condiciones de operación de la planta con el objetivo de
comprobar su grado de estabilidad.
El estudio de los resultados permitirá profundizar ampliamente el conocimiento de esta
tecnología, desarrollar una gran habilidad en el uso del simulador Hysys y cumplir con
el objetivo principal de conseguir un modelo dinámico de la caldera para usarlo en
futuros estudios dentro de la misma esfera de investigación a la que pertenece este
proyecto.
1.2. Estado del arte
2
1.2.Estado del arte
El gran desarrollo industrial a nivel mundial ha generado una demanda creciente de
energía, eléctrica y térmica. De hecho para el año 2025 se estima un consumo de 23.072
Billones de kWh, casi el doble de lo que se consume actualmente. Para poder abastecer
esta gran cantidad de energía, será necesario implementar nuevas y mejores estrategias
energéticas. Por otro lado, las reservas de combustibles fósiles, Petróleo, Gas Natural y
Carbón, no son infinitas, por lo que es necesario encontrar otras fuentes primarias de
energía o generar técnicas y tecnologías que permitan un aprovechamiento más eficiente
de los combustibles disponibles.
La utilización de combustibles fósiles es la primera fuente de emisiones de CO2 y de
otros gases contaminantes. En el mundo un 65% de la electricidad se genera a partir de
combustibles fósiles, 16% a partir de Energía Nuclear y solo un 19 % se genera a partir
de recursos renovables, en consecuencia, la generación de electricidad es uno de los
procesos más contaminantes a nivel mundial. De este análisis se concluye la necesidad
de buscar métodos alternativos de generación limpia de electricidad, como lo son la
energía Hidráulica y la Eólica, y tecnologías que utilicen eficientemente los
combustibles fósiles, como la cogeneración, para poder reducir las emisiones.
La cogeneración se define como la producción de energía eléctrica y energía térmica
mediante un mismo proceso de generación. Existen dos formas típicas de cogeneración,
aquella en la que se opera según demanda térmica, donde la electricidad es el
subproducto, y aquella en la que se opera según demanda eléctrica, donde el calor en
forma de vapor es el subproducto.
La forma convencional de cubrir las necesidades de electricidad y calor es comprando la
electricidad a las empresas distribuidoras y generar el calor mediante combustión, ya
sea de combustibles líquidos o sólidos, en una caldera u horno. Sin embargo, una
disminución considerable del consumo de combustible se logra utilizando la técnica de
cogeneración.
Durante la operación de las plantas termoeléctricas convencionales, grandes cantidades
de energía son traspasadas a la atmósfera, a través de los circuitos de enfriamiento de las
máquinas o de los gases de escape. La mayor parte de esta energía calórica puede ser
recuperada y utilizada para cubrir necesidades térmicas, incrementando la eficiencia
total del ciclo de 30-50% típica de una planta termoeléctrica a 80-90% de los sistemas
de cogeneración.
La cogeneración es una técnica que se utiliza desde principios de siglo XX en Estados
Unidos y Europa, por lo que ha tenido suficiente tiempo como para evolucionar a las
tecnologías eficientes que se utilizan actualmente. Los sistemas de cogeneración más
utilizados hoy en día se basan en motores de combustión interna, turbinas de gas y
turbinas de vapor. Sin embargo, gracias a los avances de la tecnología, hoy en día existe
en el mercado sistemas de cogeneración basados en microturbinas de gas y celdas de
I. Introducción
3
combustible. Dependiendo de los requerimientos de energía eléctrica y térmica que
tenga un determinado proceso, se elegirá la tecnología más adecuada. Si las potencias
eléctricas son relativamente pequeñas se preferirá emplear sistemas de motores de
combustión interna o si los costos de inversión lo permiten, microturbinas y celdas de
combustible, pero si los requerimientos de potencia eléctrica son mayores, los sistemas
de turbinas de vapor o de gas denominados ciclos combinados son más adecuados.
Analizando la evolución histórica en España, el primer instrumento que permitió su
desarrollo fue la Ley 82/80 de Conservación de la Energía seguido del posterior decreto
907/82 de Fomento de la Cogeneración. Dicho marco creaba bastante incertidumbre, era
impreciso y no ofrecía garantías al inversor a largo plazo. A lo largo de los años 80 se
iniciaron algunas instalaciones, ya que el marco económico para ello era muy favorable,
pues las tarifas eléctricas eran de las más elevadas de Europa y los programas de ayudas
económicas europeas proporcionaban importantes subvenciones. En 1994 surgió la Ley
del Sector Eléctrico y posteriormente apareció el Real Decreto RD 2366/94 que suponía
una disminución de la retribución de los cogeneradores, pero proporcionaba un futuro
estable a medio plazo. Todo esto fue el principal motor precursor de la cogeneración, ya
que el precio de venta de la electricidad producida mediante cogeneración era inferior y
por lo tanto beneficioso para el consumidor.
En el comienzo, uno de los mayores obstáculos fue la desconfianza de los empresarios
para instalar un nuevo sistema, desconocido, y al que tenían que enfrentarse de forma
solitaria y con mucha inseguridad y competir con el sector eléctrico, el cual en esa
época se trataba de un gran monopolio. Para respaldar a los empresarios de la industria
surgieron en los años 90 entidades públicas o semipúblicas, tales como el IDAE y el
ICAEN. De esta forma los inversores se sentían acompañados y respaldados ante los
posibles conflictos que puedan surgir.
Figura I.1. Evolución de la potencia de cogeneración instalada en España desde 1983 y 2008
Las compañías eléctricas inicialmente se negaron rotundamente a la cogeneración, pero
ya que no consiguieron frenar su progreso decidieron unirse a la iniciativa y pasaron a
apoyar la cogeneración. Con la aparición del marco liberalizador propugnado por la Ley
54/1997 y el posterior Real Decreto RD 2818/1998 supusieron unas consecuencias muy
1.2.Estado del arte
4
negativas para la cogeneración, principalmente por la falta de soporte institucional
mediante la implantación de una serie de barreras. Esto provoca una falta de confianza
en los inversores, empresas financieras, compañías eléctricas, etc. A todo esto también
se une la crisis petrolífera de 1999 que también afecta a los cogeneradores y por lo tanto
se produce un importante freno en el desarrollo de la cogeneración.
El 17 de Diciembre de 2001 se dio una demanda histórica de electricidad en el país, que
fue gestionada de la siguiente forma.
Tabla I.1. Gestión de la demanda eléctrica el 17 de diciembre de 2001
Demanda solicitada 37.718 MW
Producciones:
Producción térmica convencional 20.925
Producción hidráulica 6.857
Producción de bombeo 1.927
Interrumpibilidad 1.727
Importaciones de Francia 812
Régimen especial (Básicamente cogeneración) 4.970
Total 37.218
Desastres 500
Ese día, gracias a la aportación de las instalaciones de cogeneración se evitó en gran
medida un desastre en el sistema. Este suceso puso de manifiesto la importancia de la
cogeneración en el Sistema Eléctrico Español y permitió que se hiciera pública la
importancia de la cogeneración para asegurar el suministro eléctrico del país.
Tras dicha situación se publicó el RD 841/2002 que proporcionaba apoyos importantes
a los cogeneradores que salieran al mercado. Pero dicha situación se vio obstaculizada
debido a la transformación del sector eléctrico. En este periodo las empresas eléctricas
fueron migrando desde la cogeneración hacia las energías renovables. Dicha migración
se vio fuertemente influenciada por la legislación vigente que incentivaba, mediante el
pago de primas equivalentes.
En el año 2006 con la llegada del RD Ley 7/2006 se eliminaron varias limitaciones que
frenaban la cogeneración, al independizar el concepto de Cogenerador del de
Autogenerador, aportando la libertad de comercializar la totalidad de la energía
producida.
El RD Ley 7/2006 no fue de aplicación a la cogeneración hasta que nació el RD 661/07
y la Transposición de la Directiva de cogeneración a través del RD 616/07.
El RD 661/07 incorpora una serie de modificaciones que afectan positivamente a la
cogeneración, principalmente en materia de las retribuciones, con un nuevo incentivo a
la eficiencia que asegura ventajas económicas a las plantas que cumplan con el nivel de
eficiencia requerido.
I. Introducción
5
La cogeneración ha venido generando históricamente el 12 % de la producción nacional
de electricidad y utiliza el 26 % del consumo total de gas natural, suponiendo dicho
consumo el 40 % del consumo de gas de la industria en España.
Asimismo, los complejos industriales pueden disminuir enormemente sus costos si
operan en modo de cogeneración. No obstante, las tarifas y contratos siguen
favoreciendo a compañías centralizadas de electricidad, lo que inhibe e impide que la
cogeneración se vuelva atractiva desde un punto de vista económico. En ese sentido, es
necesario contar con un marco legal que permita competir a plantas independientes, con
el fin de promover métodos más eficientes de generación de energía.
6
Capítulo II. Marco teórico
Capítulo II. Marco teórico
7
II. Marco teórico
2.1. Cogeneración: Concepto y ventajas
La cogeneración se define como la producción simultánea de energía mecánica
transformada en electricidad y energía térmica útil. Este proceso es eficiente porque
contribuye al ahorro energético y disminuye los niveles de contaminación,
convirtiéndose en una efectiva herramienta para la lucha contra el cambio climático.
Se sabe que la termodinámica obliga a la evacuación de una cierta cantidad de calor en
todo proceso térmico de producción de electricidad, ya que todo el calor absorbido no
puede transformarse en trabajo, y el objetivo de la cogeneración es que no se pierda esta
gran cantidad de energía.
Esta producción simultánea supone que puede ser utilizada simultáneamente, lo que
implica proximidad de la planta generadora a los consumos, al contrario del sistema
convencional de producción de electricidad en centrales termoeléctricas independientes,
donde también se desprende calor, pero este no es aprovechado y ha de ser eliminado al
ambiente.
El principio físico que explica la cogeneración es bastante simple. En un proceso simple
de producción de energía eléctrica convencional el rendimiento energético alcanza la
cifra del 33%. Esto significa que el 67% de la energía consumida se desperdicia en
forma de calor residual. Si perfeccionamos más la tecnología usada y contemplamos la
generación de energía eléctrica en centrales de ciclo combinado, el rendimiento
energético puede alcanzar el 84%, y la cogeneración consiste en reducir estas pérdidas
utilizando el calor residual para la industria.
2.1. Cogeneración: Concepto y ventajas
8
Figura II.1.Comparación del aprovechamiento de energía entre un sistema convencional de
generación de electricidad y un sistema de cogeneración.
Una central de cogeneración de electricidad-calor funciona con turbinas de gas. El gas
natural es la energía más empleada para hacer funcionar estas instalaciones de
cogeneración, pero también pueden utilizarse otras fuentes de energía, existen por
ejemplo plantas de cogeneración destinadas al aprovechamiento energético del biogás
producido por los residuos urbanos.
La cogeneración ahorra energía mediante la producción combinada de calor y
electricidad. A diferencia de otros procesos energéticos en los que se obtiene sólo
energía eléctrica, con este sistema se aprovechan también otras energías como el vapor
de agua. Mientras una central eléctrica convencional desaprovecha los humos que salen
directamente por la chimenea, los gases de escape de la cogeneración son primero
enfriados y transmiten su energía a un circuito de agua caliente/vapor.
Entre los beneficios que aporta la cogeneración es el aumento de la garantía de potencia
y calidad del servicio, así como en una mayor competitividad industrial en el sector
eléctrico.
Las principales ventajas de la cogeneración son las siguientes:
Ahorro de energía primaria: El consumo de combustible para producir un kWh
eléctrico con una instalación de cogeneración es inferior al de una central
térmica convencional.
Ahorro económico, a consecuencia de lo anterior.
Mejora medioambiental, permitiendo un desarrollo sostenible, reduciéndose las
emisiones al disminuir el consumo de energía primaria.
Elimina pérdidas por transporte y distribución de energía eléctrica.
II. Marco teórico
9
Disminuye la dependencia energética del exterior.
Posibilita industrializar zonas alejadas de las redes de distribución eléctrica.
Operar una planta bajo un esquema de cogeneración ofrece un método más eficiente y
con menos impacto ambiental, ya que el consumo de combustible es menor y se emiten
menos gases a la atmósfera, en comparación con el uso de sistemas convencionales.
Los elementos principales de un sistema de cogeneración son los siguientes:
Turbinas de vapor, Turbinas de gas y Motores de combustión interna. Este se
encarga de convertir la energía del combustible en energía mecánica, que es
aprovechada para generar energía eléctrica.
Caldera de recuperación de calor. Su función es recuperar el calor de los gases
calientes de la combustión en la turbina de gas, para producir vapor o fluidos
calientes.
Sistemas auxiliares: Bombas, Compresores, Tratamientos de Agua, etc. Estos
son los equipos secundarios con los que debe contar el sistema de cogeneración
para su óptimo funcionamiento.
Sistema de control: Necesario para la automatización de la operación del sistema
de cogeneración optimizándolo y dándole seguridad.
2.1.1. Turbina de gas
El funcionamiento de un sistema de cogeneración con turbina a gas, permite transformar
la energía contenida en el combustible, en energía mecánica a través de una Turbina de
Gas, usualmente a través del ciclo conocido como ciclo Brayton, la que a su vez es
transformada mediante un generador eléctrico en energía eléctrica. Hoy en día esta es
una de las tecnologías más utilizadas para cogenerar, por su alta eficiencia y el amplio
rango de tamaños que pueden ser utilizados, que además requieren una inversión inicial
relativamente baja.
Figura II.2. Turbina de Gas
2.1. Cogeneración: Concepto y ventajas
10
La generación eléctrica constituye entre un 25 y 35% de la energía suministrada por el
combustible, según cada turbina. Entre un 75 y 65% de esta energía sale por los gases
de combustión de la turbina, que después de su expansión se encuentra a temperaturas
entre 400 y 600ºC. De aproximadamente el 70 %, perdido a la atmósfera un 50 % de la
energía entregada por el combustible puede ser “recuperado” de los productos de
combustión, para ser utilizado en el proceso. Esta energía es posible utilizarla a través
de equipos de recuperación de calor. Debido a la alta temperatura este calor se puede
transformar en vapor a través de una caldera de recuperación. A diferencia de los
motores no existe entrega de calor como agua caliente.
Las calderas recuperadoras de calor usadas para generar vapor a partir de la energía de
los gases de escape de los motores y turbinas a gas tienen usualmente eficiencias entre
el 60% y 70%. En algunas aplicaciones industriales también es posible el uso directo de
los gases de escape de estos equipos en procesos de calentamiento y secado.
Figura II.3. Diagrama Sankey Sistema de Cogeneración con turbina de Gas
Se suele habla de las turbinas de gas por separado de las turbinas ya que, aunque
funcionan con sustancias en estado gaseoso, sus características de diseño son diferentes,
y cuando en estos términos se habla de gases, no se espera un posible cambio de fase, en
cambio cuando se habla de vapores sí. El sistema formado por la turbina de gas consta
de un compresor, una cámara de combustión y un generador eléctrico conectado a una
turbina. Generalmente el compresor, la cámara de combustión y la turbina forman un
conjunto compacto y el generador eléctrico va separado.
A. Compresor
Es una máquina motora, que trabaja entregándole energía a un fluido compresible. Ésta
energía es adquirida por el fluido en forma de energía cinética y presión (energía de
flujo). La presión del fluido se eleva reduciendo el volumen específico del mismo
durante su paso a través del compresor. El compresor de la turbina de gas en un
turbocompresor de tipo radial o axial; algunas turbinas de gas con más de un compresor
II. Marco teórico
11
pueden tener los primeros del tipo axial y los otros radiales. El compresor utilizado en el
motor de turbina de gas no es distinto del empleado para otros usos.
B. La cámara de combustión
En la cámara de combustión se lleva a cabo la combustión del combustible con aire
como comburente. La entrada de combustible se realiza mediante una serie de válvulas
de inyección. La temperatura que se alcanzaría con la cantidad teórica de aire sería muy
elevada, con lo cual se dañarían los alabes de la turbina y en general toda la zona de
entrada a la misma.
Para que no alcancen temperaturas tan elevadas este tipo de turbinas utilizan un gran
exceso de aire. La cantidad total de aire no se mezcla directamente con el combustible,
puesto que daría lugar a una combustión inestable.
C. Turbina
La turbina del motor de turbina de gas es de tipo axial, aunque posee algunas
características propias que la diferencian de la turbina de vapor. La turbina de gas se
caracteriza por unas presiones de trabajo más bajas. Esto redunda en unas paredes más
delgadas y piezas menos pesadas. Trabaja también a temperaturas más elevadas que la
de las turbinas de vapor. Por eso se debe tenerse especial cuidado con los materiales que
estén expuestos a las zonas de mayor temperatura, en estas zonas se han de utilizar
aleaciones especiales de gran calidad, que sean muy resistentes a la temperatura.
D. Generador eléctrico
Los generadores eléctricos son máquinas destinadas a transformar la energía mecánica
en eléctrica. Esta transformación se consigue por la acción de un campo magnético
sobre los conductores eléctricos dispuestos sobre una armadura denominada también
estator. Si mecánicamente se produce un movimiento relativo entre los conductores y el
campo, se generara una fuerza electromotriz (F.E.M.). Una característica de cada
generador es su fuerza electromotriz (F.E.M.), definida como el trabajo que el generador
realiza para pasar la unidad de carga positiva del polo negativo al positivo por el interior
del generador.
Se clasifican en dos tipos fundamentales: primarios y secundarios. Son generadores
primarios los que convierten en energía eléctrica. La energía de otra naturaleza que
reciben o de la que disponen inicialmente, mientras que los secundarios entregan una
parte de la energía eléctrica que han recibido previamente.
2.1.2. Turbina de vapor
Un sistema de cogeneración con turbina vapor comprende una fuente de calor,
típicamente una caldera, la que transforma la energía primaria del combustible en vapor.
Este a su vez mueve una turbina conectada a un generador eléctrico. Este ciclo se
2.1. Cogeneración: Concepto y ventajas
12
conoce como ciclo Rankine. Como productos de la turbina se obtienen electricidad y
vapor de baja presión cuya energía es aprovechada en cualquier proceso que requiera
calor y devuelta al sistema como condensado.
La variedad de turbinas de vapor es muy amplia: a condensación, a contrapresión, con o
sin extracciones de vapor. Existen diseños estándar y diseños especiales. En plantas
pequeñas normalmente se usa vapor saturado y la turbina de vapor sólo tiene una etapa
de expansión. En plantas de mayor tamaño se usa vapor sobrecalentado, el cual se
expande en varias etapas. Las extracciones de vapor pueden efectuarse a distintas
presiones, según sean los requerimientos.
La fuente de calor de la caldera puede ser un combustible tradicional, biomasa, o calor
residual de proceso; en este último caso se usa una caldera recuperadora de calor.
La eficiencia de las calderas recuperadoras varía entre 60% y 80%, dependiendo de la
temperatura del calor residual y de su composición. La razón Potencia Calor es
relativamente baja con eficiencias eléctricas que no superan el 20%.
La eficiencia eléctrica del sistema depende de la presión del vapor de baja presión. Para
una presión de vapor de 8 bar la eficiencia eléctrica puede variar entre 10 y 15%. En
general, la eficiencia global (eléctrica más térmica) de este tipo de plantas de
cogeneración es inferior a la de las plantas con turbina a gas, lográndose eficiencias
globales entre un 40% y 70%.
Los costos de inversión son también superiores a los de las plantas de cogeneración a
base de turbinas de gas.
Por el bajo rendimiento eléctrico y por los altos costos de inversión, estos sistemas de
cogeneración sólo son utilizados con combustibles muy económicos (biomasa) o calores
residuales, (caso de las centrales de ciclo combinado).
Figura II.4. Diagrama de Sankey Típico para Cogeneración con Turbina de Vapor
II. Marco teórico
13
2.1.3. Caldera de recuperación de calor
La caldera de recuperación o HRSG es el elemento que une los dos ciclos integrantes
del ciclo combinado. Su papel es fundamental para el funcionamiento global del ciclo.
El rendimiento final también depende en gran medida de la capacidad de extracción de
calor de la caldera. El objetivo de la caldera de recuperación de calor es recuperar la
máxima cantidad de calor de los humos procedentes de la turbina de gas y obtener vapor
en unas condiciones tales que sean adecuadas para su introducción en la turbina de
vapor.
Figura II.5. Caldera de Recuperación (HRSG)
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.
La caldera sin postcombustión es el tipo más común de caldera utilizada en los ciclos
combinados. Esencialmente es un conjunto de intercambiadores de calor en las 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, en torno a 800ºC y sin modificar, de forma
importante, la distribución de superficies de intercambio de la caldera sin
postcombustión. Estas calderas normalmente llevan atemperadores de agua pulverizada
para regular la temperatura del vapor.
La caldera de recuperación de calor para ciclo combinado consta fundamentalmente de
los siguientes elementos que se disponen de forma esquemática según la figura II.6:
2.1. Cogeneración: Concepto y ventajas
14
Figura II.6. Esquema de una caldera de recuperación de calor
A. Desgasificador.
Es el encargado de eliminar los gases disueltos en el agua de alimentación, oxígeno
principalmente y otros gases que podrían provocar corrosiones.
B. Tanque de agua de alimentación.
Depósito donde se acumula el agua que alimenta el sistema, esta agua debe ser muy
pura para evitar impurezas corrosivas que podrían obstruir los conductos.
C. Bombas de alimentación.
Son las encargadas de enviar el agua desde el tanque de agua de alimentación a su
calderín correspondiente.
D. 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.
En este elemento es donde se extrae el calor residual de los humos y precisamente se
denomina economizador porque trata de economizar al máximo la corriente de gases.
En el economizador se eleva la temperatura del agua hasta prácticamente la temperatura
de saturación correspondiente a la presión de trabajo. Existe un margen de seguridad en
cuanto a la temperatura que es capaz de suministrar este elemento, ya que no interesa
que exista evaporación en el mismo. Este margen de seguridad se debe a que a cargas
parciales de la turbina de gas puede producirse evaporación en los tubos formando
tapones y pudiendo provocar la fusión de los mismos por una disminución de la
refrigeración. A la diferencia de temperaturas entre la temperatura de saturación y la
II. Marco teórico
15
temperatura a la que el agua sale del economizador se la denomina comúnmente
"Approach- Point".
E. 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.
Figura II.7. Esquema descriptivo de un evaporador de la caldera
F. Sobrecalentadores.
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 está 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.
G. Calderín.
El calderín es un depósito en el que permanecen en equilibrio los estados vapor y
líquido. 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.
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
fracción únicamente tenemos que variar la cantidad de agua enviada a los evaporadores.
De esta forma tal y como apreciamos en la Figura II.8, si incrementamos el caudal de
2.1. Cogeneración: Concepto y ventajas
16
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 II.8. Calderín
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 aquel
correspondiente al mayor almacenado durante 90 segundos con flujo máximo.
El diagrama de temperaturas resultante para esta configuración de caldera es el que se
representa a continuación:
Figura II.9. Evolución de las temperaturas de los fluidos
Puede observarse una zona plana en el diagrama de temperaturas correspondiente al
agua. Esta zona plana es debida al cambio de fase y es función de la presión. Cuanto
mayor sea la presión mayor será la temperatura de saturación y por tanto dicha zona
plana se encontrará más arriba en el diagrama. Por otro lado al aumentar la presión
II. Marco teórico
17
también disminuye el calor latente de evaporación por lo que la zona plana se estrecha
llegando a ser nula en el caso de la presión crítica.
Se han señalado además sobre el diagrama tres diferencias de temperatura importantes
dentro de la caldera:
Approach Point: Como ya se ha comentado es un margen de seguridad de
diseño para evitar que en el economizador se produzca evaporación. Esta
diferencia de temperatura no puede ser, sin embargo, muy elevada debido al
gran choque térmico que recibiría el calderín.
Pinch Point: Se define como la diferencia de temperaturas más baja que existe
entre los gases de escape y el agua en la zona del evaporador. Este parámetro es
de importancia extrema en el diseño de calderas ya que cuanto menor sea esta
diferencia de temperaturas más cercanas serán las evoluciones de temperatura de
los dos fluidos y por tanto mejor será el rendimiento exegético. Sin embargo
disminuir esta diferencia en gran medida supone aumentar el área de
intercambio de la caldera con el consiguiente aumento del costo. Por tanto en el
diseño de la caldera se ha de buscar un compromiso entre el área y la economía,
y esto viene dado por el pinch point.
Diferencia terminal de temperaturas: Se define como la diferencia de
temperaturas entre los gases de escape de la turbina de gas y la temperatura de
vapor sobrecalentado. Es también un parámetro de diseño ya que los fabricantes
de turbinas de vapor limitan la temperatura de vapor sobrecalentado.
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.
2.3. Ciclos utilizados en sistemas de cogeneración
En la tecnología de la cogeneración coexisten 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. 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) como se puede
observar en la figura II.10.
2.3. Ciclos utilizados en sistemas de cogeneración
18
Figura II.10. Configuración básica de un Ciclo Combinado típico
En este sistema, 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 va acoplado a su turbina correspondiente para generar la
electricidad como en una central termoeléctrica clásica.
2.3.1. Ciclo Rankine
El ciclo Rankine sirve para el funcionamiento de las centrales térmicas con turbina de
vapor. 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, siendo el fluido de
trabajo agua.
Un ciclo Rankine consta de varios componentes conectados tal y como se muestra en la
Figura II.11, estos son:
1. Bomba
2. Caldera
3. Turbina
4. Condensador
II. Marco teórico
19
Figura II.11. Ciclo de potencia básico Rankine
En el ciclo, el agua líquida generalmente en estado subenfriado, 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 de estado 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 II.12.
Figura II.12. 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.
2.3. Ciclos utilizados en sistemas de cogeneración
20
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 equivale a:
𝜂𝑡 =Á𝑟𝑒𝑎 (1 − 2´ − 3 − 4´)
Á𝑟𝑒𝑎 (𝑎 − 2´ − 3 − 𝑏)
Estados para el ciclo ideal:
1. Líquido saturado
2. Líquido subenfriado
3. Vapor sobrecalentado
4. Vapor saturado
Según nos situemos en una zona u otra del diagrama T-S correspondiente al ciclo
Rankine, 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 II.13. Este diagrama presenta dos problemas:
A. 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 líquida saturada. 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.
B. 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 expansión isentrópica nos encontremos en la región de mezcla que cumpla
80%< x <100%.
II. Marco teórico
21
Figura II.13. Diagrama T-S con mezcla agua-vapor
El ciclo resultante tras solventar ambos problemas es el mostrado en la Figura II-14.
Figura II.14. Diagrama T-S con agua saturada y x > 80%
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 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:
𝜂𝐵𝑜𝑚𝑏𝑎 =𝛥𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙𝛥𝑟𝑒𝑎𝑙
=2𝑠 − 1
2 − 1
𝜂𝑇𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 =𝛥𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙𝛥𝑟𝑒𝑎𝑙
=3 − 4
3 − 4𝑠
Siendo h2s y h4s 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 II.15, habiendo en este caso que tener en cuenta el área 1-2-3-4 en el
rendimiento.
2.3. Ciclos utilizados en sistemas de cogeneración
22
El rendimiento del ciclo real siempre es inferior al obtenido en el ciclo ideal.
Figura II.15. Diagrama T-S del ciclo Rankine real
La eficiencia máxima del ciclo sólo depende de las temperaturas de los focos. Esta
eficiencia es mayor cuanto mayor sea la diferencia de temperaturas entre los focos y es
siempre menor que uno, ya que ni TFoco frio puede ser nula ni TFoco caliente infinita. La
máxima eficiencia para una máquina de Carnot será entonces:
𝜂𝑚𝑎𝑥 = 1 −𝑇𝑓𝑜𝑐𝑜 𝑓𝑟𝑖𝑜
𝑇𝑓𝑜𝑐𝑜 𝑐𝑎𝑙𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒
Las eficiencias de plantas eléctricas de vapor que operan basadas en el ciclo Rankine
están en torno al 20-25%. 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.
2.3.2. Ciclo Brayton
El objetivo del ciclo Brayton de turbina de gas es convertir la energía química de un
combustible 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 genera
mediante 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
II. Marco teórico
23
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 peso
determinado, 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 la Figura
II.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, lo que provoca que el ciclo se clasifique como un ciclo
abierto.
Figura II.16. Ciclo de potencia Brayton abierto
El ciclo de turbina de gas también puede ejecutarse 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 modelo
correspondiente al ciclo cerrado es el mostrado en la Figura II-17.
2.3. Ciclos utilizados en sistemas de cogeneración
24
Figura II.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 II.18, se pueden observar los procesos y estados
descritos en el ciclo Brayton.
Figura II.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 II.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.
II. Marco teórico
25
Figura II.19. Diagramas T-S y P-V y el trabajo neto del ciclo Brayton cerrado
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:
𝑊 𝐶𝑚
= 2 − 1
Intercambiador de calor a baja temperatura:
𝑄 𝑜𝑢𝑡𝑚
= 4 − 1
Turbina:
𝑊 𝑇𝑚
= 3 − 4
Intercambiador de calor a alta temperatura:
𝑄 𝑖𝑛𝑚
= 3 − 2
La máxima eficiencia seria:
2.3. Ciclos utilizados en sistemas de cogeneración
26
𝜂 =𝑊 𝑇 −𝑊 𝐶
𝑄 𝑖𝑛
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.
2.3.3. Ciclo combinado
Existen numerosas posibilidades de combinar entre sí dos ciclos que evolucionan a
diferentes temperaturas. El principio termodinámico de la combinación está basado en
la estrategia de aumentar la temperatura máxima que corresponde al ciclo de baja
temperatura y disminuir la temperatura mínima del 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.II.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 II.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
II. Marco teórico
27
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. 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 en
torno al 35%.
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,
la nueva 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.
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 bares para turbinas de vapor, y
entre 4 y 2 bares para turbinas de 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.
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.
2.4. Uso de simuladores en las plantas industriales
28
2.4. Uso de simuladores en las plantas industriales
El uso de simuladores de procesos en la industria permite mejorar e incrementar la
eficiencia de las mismas y hacer simulaciones de diferentes procesos antes de que
ocurran en realidad, las cuales producen resultados que pueden ser analizados para una
futura realización de los mismos. Existe una gran variedad de simuladores de procesos
comerciales, algunos de las cuales son poderosas herramientas de cálculo, con inmensos
bancos de datos que contienen las propiedades físicas de miles de compuestos y
sustancias químicas, selección de modelos termodinámicos, cálculos de equipos (teórico
y real), análisis de costo, estado de agregación y condiciones de operación, que le dan al
simulador la ventaja de una gran versatilidad.
Otra de las ventajas de realizar la simulación de procesos reside en el hecho de que, sin
mayores costes económicos es posible realizar un estudio detallado del proceso con el
objetivo de identificar las variables sensibles de operación, y determinar los valores a
asignar a las mismas para mejorar el funcionamiento de un proceso ya existente o
diseñar uno nuevo. Todo esto teniendo en cuenta que las condiciones de trabajo en la
industria no permiten el proceso de prueba y error, pues implementar una decisión
equivocada puede llegar a tener consecuencias indeseadas en las condiciones de
especificación del producto.
Para obtener una referencia del efecto que produce cierta acción sobre un sistema, se
recurre a un modelo. Un modelo es una representación simplificada del sistema
estudiado, basado en los esquemas teóricos del sistema real. Al proceso de
experimentar con el modelo, cambiar parámetros, modificar esquema., se le denomina
simular. Un dispositivo que permita simular se denomina simulador.
Para validar los resultados de un esquema especifico de producción, se recurre a una
planta piloto, una representación a escala del proceso. Pero cuando económicamente
no es conveniente, se puede utilizar un simulador computacional, para recrear el sistema
real e implementar y comprobar en él los cambios que el operador considera adecuados
y los efectos que tendrá dicho cambio en la instalación.
Generalmente, la ventaja de utilizar el simulador computacional es evitar complicados
cálculos y entrega rápida de resultados, si hay cambios que requieren de mayor tiempo
para observar los resultados en terreno, en el simulador se pueden obtener de inmediato.
Y fundamentalmente, al trabajar con sistemas abstractos, no existe el riesgo de
inutilizar un equipo ni la necesidad de detener la producción por decisiones
equivocadas.
Para conocer el área de la simulación de procesos químicos hay que recurrir a la historia
de la simulación, su definición y sus áreas. En los primeros pasos, la simulación de
procesos se basaba principalmente en circuitos analógicos, utilizando los fenómenos de
analogía. En efecto, la teoría de sistemas nos muestra que diversos principios físicos
tienen asociados modelos matemáticos equivalentes. Por ejemplo, ciertos circuitos
II. Marco teórico
29
eléctricos, circuitos hidráulicos, procesos de transferencia tanto de materia como energía
y cantidad de movimiento, son descritos por el mismo conjunto de ecuaciones
diferenciales. Por eso se puede simular analógicamente el comportamiento de un
sistema observando la evolución de las variables "equivalentes" en un circuito eléctrico,
ya que son fácilmente medibles.
Posteriormente, a partir del uso masivo de la computadora digital, y de la revolución
que implica la informática en todos los campos de la ingeniería, se evoluciona
lentamente de la simulación analógica a la digital, habiendo prácticamente desaparecido
la primera en muchas aplicaciones.
En 1946 se desarrolla la primera computadora electrónica operativa (la ENIAC en la
Universidad de Pensilvania), en 1951 se presenta la primera computadora comercial. A
partir de esta década se incorpora a la mayoría de las universidades de los países
desarrollados un centro de cómputos. Un hecho relevante es la aparición de los
microprocesadores a partir de la década de los setenta, y en los ochenta la entrada de las
computadoras personales (PC).
En el año 1974 aparece el primer simulador de procesos químicos, (el FLOWTRAN). A
partir de allí se ha generado una sucesión de acontecimientos que permiten en la
actualidad la existencia de varios y eficientes simuladores comerciales como por
ejemplo SPEED UP, ASPEN PLUS, PRO II, HYSYM, HYSYS, CHEMCAD, y otros.
Una de las principales diferenciaciones a tener en cuenta al estudiar la simulación de
procesos es diferenciar entre la simulación cualitativa y cuantitativa. La simulación
cualitativa tiene por objeto principalmente el estudio de las relaciones causales y las
tendencias temporales cualitativas de un sistema, como así también la propagación de
perturbaciones a través de un proceso dado. La simulación cuantitativa, en cambio, es
aquella que describe numéricamente el comportamiento de un proceso, a través de un
modelo matemático del mismo. Para ello se procede a la resolución de los balances de
materia, energía y cantidad de movimiento, junto a las ecuaciones de restricción.
La simulación cuantitativa abarca principalmente la simulación en estado estacionario y
la simulación en estado dinámico. Simulación estacionaria y dinámica. La simulación
en estado estacionario implica resolver los balances de un sistema no involucrando la
variable temporal, por lo que el sistema de ecuaciones estudia o refleja en el modelo las
variaciones de las variables de interés con las coordenadas espaciales (modelos a
parámetros distribuidos); entonces deberá utilizarse un sistema de ecuaciones
diferenciales a derivadas parciales (según el número de coordenadas espaciales
consideradas). Un ejemplo puede ser la variación radial de la composición en un plato
en una columna de destilación, la variación de las propiedades con la longitud y el radio
en un reactor tubular, etc.
Por otra parte, la simulación dinámica plantea los balances en su dependencia con el
tiempo, ya sea para representar el comportamiento de equipos Batch, o bien para
2.4. Uso de simuladores en las plantas industriales
30
analizar la evolución que se manifiesta en el tránsito entre dos estados estacionarios
para un equipo o una planta completa. En este caso, el modelo matemático estará
constituido por un sistema de ecuaciones diferenciales ordinarias cuya variable
diferencial es el tiempo. En caso contrario, se deberá resolver un sistema de ecuaciones
diferenciales a derivadas parciales, abarcando tanto las coordenadas espaciales como la
temporal (parámetros distribuidos).
Es importante destacar que se prevé una evolución muy importante en el campo de la
simulación dinámica durante la próxima década.
2.4.1. El simulador Hysys
Aspen Hysys es un software desarrollado por la empresa AspenTech, del cual
tanto la Escuela Técnica Superior de Ingenieros como el Departamento de Ing. Sistemas
y Automática poseen licencia de uso para su versión V(8.6).
Aspen Hysys es un potente software de simulación para ingeniería de procesos,
construido de forma modular y que opera internamente de manera jerarquizada, el cual
sirve como plataforma ingenieril para modelar procesos como: procesamiento de gases,
instalaciones criogénicas, procesos químicos, petroquímicos y de refinación, tanto en
estado estacionario como dinámico. Para comprender el éxito de Aspen Hysys no se
necesita mirar más allá de su fuerte y completa base termodinámica, que a través del
concepto de paquete de fluidos permite una representación más realista del proceso
simulado.
Este simulador cuenta con una interfaz muy simplificada para el usuario, además de
permitir el empleo de operadores lógicos y herramientas que facilitan la simulación de
diversos procesos, es un simulador bidireccional, ya que el flujo de información va en
dos direcciones (hacia delante y hacia atrás). De esta forma, puede calcular las
condiciones de una corriente de entrada a una operación a partir de las correspondientes
a la corriente de salida sin necesidad de cálculos iterativos. Posee un entorno de
simulación modular tanto para estado estacionario como para régimen dinámico.
II. Marco teórico
31
32
Capítulo III. Marco metodológico
III. Marco metodológico
33
III. Marco metodológico
3.1. Descripción de la planta de cogeneración objeto del estudio
La planta de cogeneración objeto del presente trabajo, pertenece a la refinería la Rábida
de CEPSA, ubicada en el Polígono industrial Nuevo Puerto de Palos de la Frontera
(Huelva), para la cual se dispone de datos medidos de operación en un periodo
comprendido entre las horas de operación del 01 de enero de 2010 (00.00h) y el 15 de
octubre del 2014 (08.00h), que corresponde a 41961 registros. Esta planta de
cogeneración suministra vapor a un emplazamiento industrial de refino de petróleo y
genera aproximadamente 50 MW de potencia eléctrica.
El combustible quemado es gas natural, tanto en la turbina de gas como en el quemador
de post-combustión. La caldera de recuperación genera vapor vivo a la presión de 8,7
MPa, que es posteriormente expandido en una turbina de vapor de extracción-
contrapresión. El suministro de vapor a la refinería se produce según contrato a dos
niveles de presión:
Media presión (MP), 2.2 MPa (presión de extracción)
Baja presión (BP), 0.45 MPa (contrapresión)
Una parte del vapor de BP exportado al proceso procede del vapor de MP utilizado para
el accionamiento de la turbo-bomba de agua de alimentación a la caldera, y es enviado
al colector de vapor de BP tras ser expandido en la turbina de accionamiento. Otra parte
minoritaria está constituida por el vapor de flash de BP recuperado de la purga en la
caldera de recuperación.
Figura III.1. Esquema de la planta de cogeneración
3.1. Descripción de la planta de cogeneración objeto del estudio
34
3.1.1. Turbina de gas
Es un conjunto de equipos turbina-compresor axiales dispuestas de forma tal que su
funcionamiento convierte el poder calorífico del combustible utilizado en energía
mecánica, la cual se utiliza para mover un generador, convirtiendo ésta en energía
eléctrica.
Figura III.2. Conjunto turbina-compresor de la planta de cogeneración.
La turbina acciona al compresor, que aspira aire de admisión previamente filtrado en un
filtro de aire. El aire de admisión comprimido se introduce en la cámara de combustión
junto con el combustible gas natural y en ella se produce la reacción de combustión. La
cámara de combustión está compuesta por quemadores de baja emisión de NOx.
Los gases de combustión salen a muy alta temperatura, se expanden en la turbina axial,
produciendo el trabajo necesario para mover el conjunto compresor-turbina y el
generador eléctrico. Los gases de escape a la salida de la turbina de gas son enviados a
la caldera de recuperación.
En la tabla III.1 se exponen los datos más relevantes de la turbina de gas.
Tabla III.1. Datos operativos de la turbina de gas.
Turbina de gas
Potencia eléctrica nominal 38 MW
Heat rate nominal 11.378 KJ/KWh (PCI)
Temperatura gases de escape 542 ºC
A. Sistema de filtrado de aire de combustión
La calidad del aire de combustión es un factor muy importante para un buen
funcionamiento de la turbina de gas. Para garantizar dicha calidad del aire, se instala un
filtro de aire que tiene la función de eliminar las partículas pesadas y finas presentes en
el mismo y que producen erosión de los alabes y precipitaciones sobre ellas.
B. Sistema de enfriamiento de aire de combustión
Para aumentar las prestaciones de la turbina, y en particular su potencia y su
rendimiento, se instala un enfriador que consiste en un tramo de conducto después del
filtro, donde el aire experimenta un descenso de temperatura. Siendo el compresor una
maquina volumétrica, este descenso de temperatura da lugar a un caudal másico mayor
III. Marco metodológico
35
debido al aumento de la densidad del aire dando un incremento de la potencia entregada
por la maquina. Otra razón, es que el trabajo realizado por un compresor por unidad de
masa de aire es menor cuando la temperatura de entrada es menor, lo que incrementa la
potencia y rendimiento del equipo.
C. Compresor de aire
Una vez filtrado el aire de combustión, el compresor eleva su presión antes que entre en
la cámara de combustión. La cantidad de aire de combustión de entrada se controla
variando el ángulo de inclinación de las ruedas iníciales de los alabes del compresor. A
mayor ángulo mayor es la cantidad de aire que entra.
D. Cámara de combustión
En ella tiene lugar la combustión del gas de combustión junto con el aire. Debido a las
altas temperaturas que pueden alcanzarse en la combustión y para no reducir demasiado
la vida útil de los componentes de la cámara, se trabaja con un alto exceso de aire, con
lo que se consigue reducir la temperatura de la llama y refrigerar las partes más
calientes de la cámara.
El quemador es uno de los dispositivos más importantes de un sistema de combustión, y
debe satisfacer las condiciones necesarias para lograr una buena combustión. El diseño
o selección del quemador debe realizarse de acuerdo a la forma, dimensiones y
temperaturas de la cámara de combustión, el tipo de combustible y exceso de aire
requerido.
La cámara de combustión está compuesta por unos quemadores de bajo NOx y bajo
nivel de ruido. Un ejemplo de estos quemadores se muestra en la figura III.3. Este
quemador puede alcanzar niveles de NOx inferiores a 15 ppm, esto se logra con una
adecuada geometría del quemador, combustión en dos etapas y una adecuada mezcla de
los gases de combustión. La primera etapa de combustión se realiza con una mezcla rica
de aire primario-gas natural con la finalidad de evitar la formación de componentes de
NOx térmico debido a las altas temperaturas que alcanza la llama, en la segunda etapa
los productos de la combustión son forzados a recircular con el fin de tener una mezcla
homogénea con un aire secundario para así realizar la segunda etapa de combustión, y
lograr completar el proceso de combustión con bajas emisiones de NOx.
Figura III.3. Quemador de bajo NOx
3.1. Descripción de la planta de cogeneración objeto del estudio
36
El combustible usado en el sistema de generación de vapor es el gas natural, el cual está
constituido principalmente por metano, el más simple y ligero de todos los
hidrocarburos. Junto con el metano, el gas natural contiene también etano, propano, y
pequeña cantidad de nitrógeno.
E. Turbina de gas
En la turbina, la energía contenida en los gases de combustión en forma de presión y
temperatura elevada se convierte a potencia mecánica en forma de rotación de un eje y
gran parte de esta potencia se absorbe por el compresor.
Los gases de combustión que entran a la turbina a elevadas temperaturas y presión
pasan a través de las ruedas de la turbina y salen por la sección de gases de escape,
después son enviados a la caldera de recuperación.
3.1.2. Caldera de recuperación
La energía en forma de calor de los gases calientes que proceden de la turbina de gas se
transfiere a los circuitos de agua-vapor a través de los intercambiadores de calor en el
HRSG. El régimen de transferencia de calor predominante en el HRSG es la convección
forzada, la cual ocurre entre las superficies fijas y el flujo de gases del escape de la
turbina sobre la superficie de los tubos. La convección forzada es gobernada por la
temperatura y velocidad de los gases, temperatura final del vapor, temperatura inicial
del vapor, la presión de operación y el área superficial. La temperatura y presión de
vapor se definen en base a los parámetros de diseño de la turbina de vapor. El área
superficial es establecida durante la fase de diseño del HRSG a fin de lograr las
condiciones de vapor final.
La convección forzada es mejorada a través del uso de superficies extendidas y
velocidad superficial adecuada de los gases. Mientras que la superficie extendida en el
HRSG se logra usando tubos aleteados que absorben la energía calorífica del flujo de
gas por convección. El calor no se almacena en las aletas sino que se transfiere por
conducción a las paredes externas del tubo, de la pared externa hacia la interna también
se transfiere por conducción y finalmente se transfiere el calor por convección desde la
superficie interna de los tubos hacia el agua o vapor que fluye en su interior.
En la tabla III.2 se resumen los datos relativos a los principales componentes de la
caldera.
Tabla III.2. Datos operativos de la caldera de recuperación (HRSG)
Caldera de recuperación (HRSG)
Temperatura vapor vivo (operación) 480°C
Presión vapor vivo (operación) 8,7 MPa
Capacidad generación de vapor – carga base 135 t/h
Capacidad generación de vapor – carga punta 149 t/h
III. Marco metodológico
37
3.1.2.1.Componentes de la Caldera de Recuperación de Calor (HRSG)
La configuración de los componentes de la caldera corresponde al esquema de la figura
siguiente:
Figura III.4. Esquema de la caldera de recuperación de la planta de cogeneración la Rábida
Los gases de escape de la turbina de gas se someten a una postcombustión que ocurre en
los quemadores instalados en el conducto de gases a la entrada de la caldera, lo que
permite que se pueda utilizar el exceso de oxigeno de los gases de escape de la turbina,
sin sobrepasar temperaturas admisibles para la placa de protección interna del
aislamiento de la pared de la caldera. De este modo, no es necesario introducir aire ya
que el oxigeno contenido es suficiente para una perfecta combustión y de acuerdo con
los datos de la planta, el contenido de O2 en los gases de escape asciende al 19% en
volumen. El combustible usado en la postcombustión es el gas natural.
La caldera de recuperación de calor produce vapor a diferentes presiones a partir del
agua desmineralizada y los condensados de retorno de la refinería, que se calientan en la
caldera por medio de un economizador previo a su ingreso en el calderín, para evitar
diferencias térmicas grandes entre la temperatura del agua de alimentación y la del
calderín. Una parte del agua es conducida directamente, sin paso previo por el
economizador, hasta el calderín.
La transmisión de calor para vaporización se produce en la caldera a través de un banco
de tubos, pasando por su interior agua-vapor, y por su exterior los gases de combustión.
Para generar vapor de muy alta presión existen dos evaporadores y para sobrecalentar
más este vapor hay otros tres sobrecalentadores. Con un atemperador se consigue una
atemperación intermedia para evitar que el vapor alcance temperaturas incompatibles
con el correcto funcionamiento de la turbina de vapor. La energía residual de los gases
no aprovechada se descarga a través de la chimenea después de atravesar la caldera.
El calderín de la caldera se dispone de una purga para prevenir la concentración
excesiva de sales de las calderas, extrayendo de forma continua pequeñas cantidades de
agua de la misma. Estas purgas se envían a un tanque flash que permitirá recuperar
3.1. Descripción de la planta de cogeneración objeto del estudio
38
vapor en baja presión, y las purgas no recuperadas serán enviadas a la planta de
tratamiento de efluentes de la planta.
3.1.2.2. Perfil de temperatura de la Caldera de Recuperación de Calor (HRSG)
Las calderas de recuperación de calor son un sistema de intercambio de calor a
contracorriente, que consiste en una serie de sobrecalentadores, evaporadores y
economizadores ordenados desde la entrada del gas hasta su salida, de forma que sea
máxima la recuperación de calor y se suministre vapor a las condiciones de temperatura
y presión que requiera la turbina de vapor.
Dos variables de diseño que afectan directamente a la producción de vapor y los perfiles
de temperatura son el “Pinch Point” y el Approach Point”:
El “Pinch Point” es la diferencia entre la temperatura de los gases a la salida del
evaporador y la temperatura de vapor saturado.
El “Approach Point” es la diferencia entre la temperatura del vapor saturado y la
temperatura del agua de alimentación entrando al evaporador.
La selección de ambas temperaturas afecta también al tamaño del sobrecalentador,
evaporador y el economizador. Basados en el tamaño del evaporador el cual debe
adecuarse a las condiciones del transporte de los gases.
En la tabla de abajo se indican los datos de temperatura de gases y agua-vapor que se
presentan de acuerdo a la configuración de la caldera en la Figura III.5. Estos datos se
han obtenido del historial de las mediciones reales de la planta.
Tabla III.3. Cálculo del Perfil de Temperaturas de la Caldera
Variable Temperatura gases (ºC)
Variable Temperatura agua/vapor (ºC)
Entrada Salida Entrada Salida
Thumos-Tg6 209.3 358 TEcoe- TEcos 145 304.6
Tg6-Tg5 358 539.7 TBCe- TBCs 304.6 304.6
Tg5-Tg4 539.7 577.4 TSH2e- TSH2s 367.1 436.9
Tg4-Tg3 577.4 650.4 TSH1e- TSH1s 304.6 387
Tg3-Tg2 650.4 784.9 THoge- THogs 304.6 304.6
Tg2”-Tgases 515.4 536.8 TSHfe- TSHfs 436.9 474.7
III. Marco metodológico
39
Figura III.5. Esquema de la Planta de cogeneración
Con los datos de la tabla III.3 se muestra el perfil de temperatura de la caldera en la
figura siguiente:
Figura III.6. Perfil de temperaturas de gases y agua-vapor de las diferentes secciones del HRSG
A COLECTOR DE VB
TURBINA DE GAS-GENERADORCO-PU
SOPLANTE AUXILIAR DE AIRE
HRSGCO-B1
RECIPIENTE DEPURGAS
CO-V1
CO-P2 A/B/C
TURBINA DE VAPOR-GENERADORCO-PU2
CO-ME3 CO-ME24
BFW
VM VB
EQUIPO DE INYECCIÓN DE
VAPOR
CO-E9
CO-E8
CONDENSADO DEL COMPLEJO
DESMINERALIZADORA
VB
GAS NATURAL + FUEL GAS
GAS NATURAL
CO-ME2
HUMOS
AIRE
BFW CO-ME4
CO-ME5
BFW
LU-T28
CO-T1
A REFINERÍA
BFW
CO-E25
1
3
2
4
20
5
7
9
22
10
11
21
BFWBFW
CO-P1 A/B/C
15
14
18
16
17
28
2719
6
12
13
PLANTA DE TRATAMIENTO DE
AGUA
23
A TURBINA DE BOMBA CO-P2A
24
29
A CALENT G.N. PLANTADE AGUA
DE TURBINA DE BOMBA CO-P2A
25
26
8
ELIMINACIÓN DE ACEITES
CO-E22
CONDENSADO
SOB. FINAL
HOGAR
SOB. 1
SOB. 2
BANCO CONVECC.
ECONOMIZADOR
FILTRO ENFRIADOR
3.1. Descripción de la planta de cogeneración objeto del estudio
40
3.1.3. Línea de retorno de condensados y de agua tratada suministrada a la
caldera
El agua de alimentación a la caldera de recuperación está formada por los que proceden
del tanque de agua de retorno de condensados que han sido desmineralizados y
desgrasados anteriormente, y el agua procedente de la planta de tratamiento de efluentes
de la planta.
Estos condensados junto al agua tratada se mezclan en el desgasificador, que utiliza una
fuente exterior de calor constituida por el vapor de la red de baja presión de la refinería,
para proceder a la separación del 2% aproximadamente de los incondensables gaseosos
como el O2 y los ligeros y expulsarlos a la atmósfera a través del venteo situado en la
parte superior del desgasificador.
3.1.4. Turbina de vapor
La turbina de vapor funciona según el ciclo Rankine con el vapor de alta presión
producido en la caldera de recuperación y en ella está prevista una extracción de vapor a
alta presión siendo el escape a contrapresión. La potencia de la turbina de vapor
dependerá de la demanda de vapor de alta presión de la refinería variando la extracción
intermedia en turbina de vapor de alta presión con el fin de conseguir variar la
producción de vapor de media presión según las necesidades de suministro de vapor a la
refinería.
Figura III.7. Turbina de vapor de la planta de cogeneración
En la tabla III.4 se resumen los datos operativos relativos a la turbina de vapor.
Tabla III.4. Datos operativos de la turbina de vapor
Turbina de vapor
Potencia eléctrica nominal 15,0 MW
Presión vapor vivo (operación/máxima) 8,7/9,6 MPa
Temperatura vapor vivo (operación/máxima) 480/488°C
Caudal vapor vivo (operación/máximo) 135/155 t/h
Presión vapor de extracción (mínima/máxima) 1,9/2,4 MPa
Temperatura vapor de extracción (mínima/máxima) 295/320ºC
Caudal vapor de extracción (operación) 113 t/h
III. Marco metodológico
41
Presión vapor de contrapresión (mínima/máxima) 0,20/0,66 MPa
Temperatura vapor de contrapresión (mínima/máxima) 175/275°C
Caudal vapor de contrapresión (operación) 22 t/h
Vapor exportado
Vapor de MP – Presión (operación) 2,1 MPa
Vapor de MP – Temperatura tras atemperación (operación) 290ºC
Vapor de BP – Presión (operación) 0,5 MPa
Vapor de BP – Temperatura tras atemperación (operación) 160 ºC
3.2. Consideraciones teóricas utilizadas por Hysys
El simulador de procesos químicos Hysys es una herramienta de gran utilidad para los
ingenieros de procesos, mediante el cual se puede realizar desde una simple evaluación
de propiedades de la mezcla hasta la simulación completa de una planta de procesos.
Con Hysys se pueden mostrar varios diseños alternativos y evaluar problemas que se
presentan en un proceso industrial o una planta, a través de cálculos rápidos y
confiables.
El primer paso para efectuar la simulación es la elaboración de un diagrama de flujo de
información, que no es más que un diagrama donde los flujos de masa o energía del
proceso son equivalentes a flujos de información y los equipos del proceso equivalentes
a modificaciones de la información que fluye entre ellos. Los datos necesarios para
definir una corriente de proceso son flujo, composición, temperatura y presión y para
los equipos, sus parámetros característicos.
Para el cumplimiento de este objetivo se escogió el simulador de procesos Hysys debido
a que dispone de la totalidad de las unidades de operación principales para formar el
diagrama de flujo del proceso, se estableció las condiciones de diseño de la planta de
cogeneración, se definió las corrientes y equipos involucrados, se determinó los
procesos químicos presentes en el sistema, evaporación, calentamiento, separación,
economización, reacciones de combustión del gas natural, y finalmente se elaboro el
esquema mostrado en la figura III.8.
3.2. Consideraciones teóricas utilizadas por Hysys
42
Figura III.8. Esquema de simulación de la planta de cogeneración
En esta figura se representan los módulos necesarios para simular la planta de
cogeneración, en la cual, se ha hecho uso de muchas propiedades disponibles en Hysys,
y se han agrupado muchos equipos y instrumentos, siguiendo la distribución de los
componentes de la caldera mostrada en la figura III.5. Algunos de los objetos utilizados
simulan equipos efectivamente instalados en terreno, como reactores o
intercambiadores de calor, sin embargo otras propiedades son de uso exclusivo del
simulador, como ajustadores o reciclos. El primer paso a realizar antes de entrar en el
entorno de simulación es definir los componentes que están presentes en la simulación,
y el paquete termodinámico asociado. Además, para ciertos equipos o secciones de la
simulación, se da la posibilidad de elegir diversos paquetes termodinámicos y
asociarlos a diferentes listados de componentes.
3.2.1. Selección del Modelo Termodinámico
Cualquier simulación de un proceso requiere disponer del valor de las propiedades
fisicoquímicas y termodinámicas de las mezclas de compuestos que circulan entre los
distintos equipos de la planta, en todas las condiciones de composición, presión y
temperatura que puedan llegarse a verificar en la operación de la misma. Esto,
obviamente, es prácticamente imposible y debemos hacer uso de técnicas de predicción
que permitan estimar esos valores.
III. Marco metodológico
43
La adecuada selección de estas técnicas es crucial para un cálculo preciso de los equipos
y corrientes de la planta simulada. Si se realiza una elección incorrecta del método de
predicción de propiedades, los resultados de la simulación tendrán poco o nada que ver
con la realidad.
El primer paso en la simulación es añadir los componentes del aire, los hidrocarburos
ligeros (Metano, Propano y Etano) y una vez introducido estos compuestos, hay que
elegir el método termodinámico a usar.
Al tratarse de compuestos no polares y una mezcla no ideal, hay que usar modelos
basados en ecuaciones de estado, que se utilizan entre muchas aplicaciones para:
predecir con alta precisión entalpias, optimizar el diseño de intercambiadores de calor,
determinar datos de equilibrio vapor/liquido de los gases para los procesos de
separación y predecir la densidad del liquido para conocer la masa o el volumen.
Dentro del grupo de las ecuaciones de estado, las más usadas y que mejor predicen el
comportamiento de las mezclas liquido-gaseosas de este tipo son la ecuación de Peng-
Robinson (PR) y la ecuación de Soave-Redlich-Kwong (SRK), y particularmente la
primera de ellas. Ambas fueron desarrolladas de forma explícita para cálculos de
equilibrio vapor/líquido.
En la siguiente tabla podemos ver un resumen de algunos sistemas típicos y de sus
modelos recomendados a usar en Hysys.
3.2. Consideraciones teóricas utilizadas por Hysys
44
Tabla III.5. Los paquetes básicos recomendados en función del tipo de proceso.
Tipo de Proceso Paquete Termodinámico recomendado
Deshidratación de TEG PR
Acuoso ácido Sour PR
Procesamiento de gas criogénico PR, PRSV
Separación de aire PR, PRSV
Torres atmosféricas de crudo PR y sus variantes, Grayson Streed (GS)
Torres a vacío PR y sus variantes, GS, Braun K10, Esso
Torres de etileno Lee Kesler Plocker
Sistemas con alto contenido deH2 PR, Zudkevitch-Joffee (ZJ), GS
Reservorios PR y sus variantes
Sistemas de vapor ASME Steam, Chao Seader, GS
Inhibición de hidratos PR
Productos químicos Modelos de actividad, PRSV
Alquilación de HF PRSV, NRTL
Hidrocarburos-agua (alta solubilidad
del agua en HC) Kabadi Danner
Separaciones de hidrocarburos PR, SRK
Aromáticos Wilson, NRTL, UNIQUAC
Hidrocarburos sustituidos (cloruro de
vinilo, acrilonitrilo) PR, SRK
Producción de éter (MTBE, ETBE,
ter-amil metil eter TAME) Wilson, NRTL, UNIQUAC
Plantas de etilbenceno / estireno PR, SRK o Wilson, NRTL, UNIQUAC (según
la tecnología de producción)
Producción de ácido tereftálico Wilson, NRTL, UNIQUAC
Planta de amoníaco PR, SRK
Ecuación de Peng-Robinson (PR):
𝑃 =𝑅𝑇
𝑉 − 𝑏 −
𝑎 𝑇
𝑉 𝑉 + 𝑏 + 𝑏 𝑉 − 𝑏
𝑎 𝑇 = 0.4572𝛼𝑅2𝑇𝐶
2
𝑃𝐶
𝑏 = 0.07780𝑅𝑇𝐶𝑃𝐶
𝛼 = 1 + 𝑚 1 − 𝑇𝑟 2
𝑚 = 0.37464 + 1.5722𝜔 − 0.26992𝜔2
La ecuación de PR fue desarrollada para cumplir los siguientes objetivos:
1. Los parámetros habían de poder ser expresados en función de las propiedades
críticas y el factor acéntrico.
III. Marco metodológico
45
2. El modelo debía ser razonablemente preciso cerca del punto crítico,
particularmente para cálculos del factor de compresibilidad y la densidad de
líquidos.
3. Las técnicas de mezclado no debían de emplear más que un parámetro sobre las
iteraciones binarias, que debían ser independientes de la presión, temperatura y
composición.
4. La ecuación debía ser aplicable a todos los cálculos de todas las propiedades de
los fluidos en procesos naturales de gases.
Generalmente, la ecuación de PR da unos resultados similares a la de SRK, aunque es
bastante mejor en la predicción de las regiones críticas de fase y de densidades de
líquidos de cualquier material, especialmente los no polares.
La ecuación requiere el uso de tres propiedades por compuesto: temperatura crítica,
presión crítica y el factor acéntrico.
La ecuación de PR representa también una mejora cualitativa importante, ya que reduce
los promedios de las desviaciones relativas hasta aproximadamente la mitad de los
logrados con la ecuación de SRK. La ecuación de PR soporta un amplio rango de
condiciones de operación, una gran variedad de sistemas y representa el mejor
compromiso entre complejidad de cálculo y la bondad de sus resultados.
Para petróleo, gas y aplicaciones petroquímicas esta ecuación es generalmente la
recomendada.
Ecuación de Soave-Redilich-Kwong (SRK):
𝑃 =𝑅𝑇
𝑉 − 𝑏 −
𝑎 𝑇
𝑉 𝑉 + 𝑏
𝑎 𝑇 = 0.42748𝛼𝑅2𝑇𝐶𝑃𝐶
𝑏 = 0.086640𝑅𝑇𝐶𝑃𝐶
𝛼 = 1 + 𝑚 1 − 𝑇𝑟 2
𝑚 = 0.48 + 1.574𝜔 − 0.176𝜔2
La ecuación de Soave o SRK es la ecuación modificada de Redlich-Kwong a la que se
le incluye el parámetro ω (factor acéntrico), que es característico de la estructura
molecular del fluido.
Esta ecuación permite mejorar los resultados entregados por la ecuación RK, sin
embargo aun no logra representar fielmente el comportamiento de un fluido para
grandes intervalos de presión y temperatura.
3.2. Consideraciones teóricas utilizadas por Hysys
46
La ecuación de SRK no es muy exacta cerca del punto crítico, pero da buenos resultados
a altas presiones y temperaturas superiores a la crítica.
La función (T, ω) fue concebida para cuadrar con los datos de las presiones de vapor de
los hidrocarburos, esta ecuación describe adecuadamente el comportamiento de estas
sustancias. Tanto esta ecuación como la de PR generan directamente todas las
propiedades de equilibrio y termodinámica.
Viendo la bibliografía de estos dos modelos, la ecuación más idónea para este caso será
la de PR, ya que es la recomendada por la información bibliográfica consultada.
El segundo paso en la simulación es añadir el agua como un componente independiente,
y asociarlo al paquete termodinámico denominado ASME Steam, cuyo uso se limita a
procesos donde el único componente es el agua y donde el simulador Hysys predice el
comportamiento del modelo basándose en la termodinámica y propiedades de transporte
del vapor de agua.
3.2.2. Reacciones químicas
Uno de los modelos de la figura III.8 representa la cámara de postcombustión, que es un
reactor químico diseñado para que en su interior se lleve a cabo una reaccione química.
Este modelo se llama Reactor Gibbs y calcula la composición de equilibrio de la
corriente de salida minimizando la energía libre de Gibbs de la corriente de entrada.
Solo se requiere especificar la estequiometria y al minimizar la energía de Gibbs se
produce la reacción más probable.
Generalmente, Hysys divide las reacciones químicas en cinco grupos: Conversión,
Equilibrium, Heterogeneous Catalytic, Kinetic y Simple Rate. Una breve descripción es:
Conversión: Requiere la estequiometria de las reacciones y la conversión
en función de un componente de la reacción.
Equilibrium: Requiere la estequiometria y orden de las reacciones, y
presenta diferentes formas de calcular o especificar la constante de equilibrio
Ln(K).
Heterogeneous Catalytic: Requiere estequiometria y parámetros cinéticos de la
reacción, como la Energía de Activación, Factor de Frecuencia etc.
Kinetic: Requiere los parámetros cinéticos de la ecuación de Arrhenius y
la estequiometria. Se puede definir el orden de cada reacción.
Las reacciones presentes en el proceso de combustión del gas natural en presencia del
aire o de los gases de escape de la turbina de gas son:
CH4 + 2O2 → CO2 + 2H2O
C2H6 + 3.5O2+→ 2CO2 + 3H2O
C3H8 + 5O2+→ 3CO2 + 4H2O
N2 + 2O2 → 2NO2
III. Marco metodológico
47
Con el Reactor de Gibbs se obtienen resultados muy parecidos que con un Reactor de
Equilibrio si se suministra información correcta pero en el reactor de Gibbs no se
requiere una expresión de Keq en función de la temperatura. En este caso solo los
reactivos reaccionan y no los productos (en la reacción inversa).
3.2.3. Entorno de simulación
Los principales módulos y propiedades que conforman el modelo de la caldera de
recuperación de calor del presente trabajo son:
3.2.3.1.Compresores (Compressor)
Figura III.9. Módulo de un compresor
Un compresor es una máquina de fluido que está constituida para aumentar la presión y
desplazar cierto tipo de fluidos como gases y vapores. Esto se realiza a través de un
intercambio de energía entre la máquina y el fluido en el cual el trabajo ejercido por el
compresor es transferido a las sustancias que pasan por él convirtiéndose en energía de
flujo, aumentando su presión y energía cinética.
En Hysys se tiene la opción de elegir dos tipos de compresores:
Centrífugos:
Producen un incremento de densidad mayor que un 5 por ciento. Además, se usan
industrialmente por varias razones: tienen menos componentes a fricción, relativamente
eficientes, y proporcionan un caudal mayor que los compresores reciprocantes.
Reciprocantes:
Son un tipo de compresor de gas, que logra comprimir un volumen de gas en un cilindro
cerrado. En estos compresores la capacidad se ve afectada por la presión de trabajo.
Esto significa que una menor presión de succión implica un menor caudal; para una
mayor presión de descarga, también se tiene un menor caudal.
En general Hysys resuelve presión y flujo de forma independiente. Considerando la
corriente de entrada completamente definida, si se especifica la presión de descarga y la
eficiencia, se obtiene la energía necesaria, temperatura de descarga y la velocidad de
rotación. Si se especifica la velocidad de rotación y la energía ingresada, se calcula la
presión y temperatura de descarga y el flujo. Pero no se puede especificar el flujo y la
velocidad, ambos a la vez.
3.2. Consideraciones teóricas utilizadas por Hysys
48
3.2.3.2. Intercambiadores de calor (Heat Exchanger)
Figura III.10. Módulo Heat Exchanger
La transferencia de calor en la caldera sucede en los intercambiadores de calor a
contracorriente. Los cálculos de esta transferencia de calor están basados en balances de
masa y energía para los fluidos fríos y calientes. La expresión general del balance se
muestra en la siguiente ecuación:
Mfrio Hsal − Hent frio − Qfiltrado − Mcaliente Hent − Hsal caliente − Qperdido = Balanceerror
M= Flujo másico de fluido
H= Entalpia
El parámetro Balanceerror es una especificación directa de Hysys, que tiene unidades de
flujo de calor (energía/tiempo) y por lo general se asume igual a cero.
El calor total transferido entre los tubos y la carcasa del intercambiador de calor, se
puede definir en términos del coeficiente global de transferencia de calor, el área de
transferencia y la temperatura media logarítmica de acuerdo a la siguiente ecuación:
Q = U. A.ΔTLM . Ft
U= Coeficiente global de transferencia de calor
A= Área total de transferencia
𝛥TLM= Diferencia de temperatura media logarítmica (LMTD)
Ft= Factor de corrección de LMTD
La LMTD se calcula como:
ΔTLM =ΔT1 − ΔT2
ln ΔT1 ΔT2
Donde:
𝛥T1=Tsalida caliente-Tentrada frio
𝛥T2=Tentrada caliente-Tsalida frio
Se puede elegir si calcular el factor Ft al especificar la configuración especifica del
intercambiador, o asumirlo igual a 1. Se suele agrupar los factores U y A y definir
directamente el valor para UA en conjunto.
La perdida de carga se puede calcular de tres maneras:
III. Marco metodológico
49
Especificación directa.
Cálculo automático de Hysys de acuerdo a la configuración y geómetra del
intercambiador.
Definiendo una relación presión-flujo y especificando un factor k.
Para la última opción, la formula es:
F = k. ρ.ΔP
F= Flujo molar
𝛥P=Perdida de carga
K=Cp/Cv
𝜌= Densidad del gas
Para simular un intercambiador de calor es necesario seleccionar uno de los cuatro
modelos matemáticos de resolución que ofrece Hysys, una breve descripción de estos:
End-Point: este modelo está basado en la ecuación de calor para un
intercambiador de calor estándar. Las principales consideraciones de este
modelo son; el coeficiente de transferencia de calor constante, y los calores
específicos por el lado de la coraza y por el lado de los tubos constantes. Este
modelo es seleccionado cuando no hay cambio de fase en el intercambio y los
calores específicos no tienen mucha variación. Este método realiza el balance
considerando solo puntos de entrada y salida, un factor UA, valores de Cp
constantes para todo el intercambiador y calcula el factor Ft en función de los
parámetros físicos del intercambiador (numero de pasos por los tubos,
contracorriente o paralelo, etc.).
Weighted: Divide el intercambiador en intervalos pequeños, en cada intervalo
se calculan los diferentes parámetros de la ecuación. Muy útil para
intercambiadores con alto rango de temperaturas, condensación, etc. Solo
calcula el factor Ft para intercambiadores en contracorriente.
Steady-State-Rating: Para ser usado en estado estacionario. Realiza las mismas
consideraciones que el modo End-Point, pero además permite estudiar el diseño
del equipo (modo Rating).
Dynamic: Estudia el comportamiento dinámico del intercambiador.
Existen muchas más opciones para especificar un intercambiador de tubo y carcasa, y
AspenTech ofrece múltiples programas específicos para intercambiadores, que pueden
ser añadidos a Hysys para dar mayor exactitud a la simulación.
3.2.3.3. Enfriadores y calentadores (COOLER / HEATER)
Los módulos COOLER /HEATER son intercambiadores de calor de un solo lado. La
corriente de entrada es enfriada (o calentada) hasta las condiciones de salida requeridas
y la corriente de energía proporciona la diferencia de entalpía entre las dos corrientes.
Estos módulos son muy útiles cuando sólo interesa conocer cuánta energía se necesita
3.2. Consideraciones teóricas utilizadas por Hysys
50
para enfriar o calentar una corriente de proceso con una utilidad, desconociendo las
condiciones de dicha utilidad.
Figura III.11. Módulo Cooler y Heater combinados
Los módulos COOLER y HEATER usan las mismas ecuaciones básicas; la diferencia
fundamental es el signo convencional para el flujo de energía. Si se especifica el flujo
de energía absoluto de la utilidad, el simulador de procesos los aplicará a cada módulo
como sigue:
Para un COOLER, la entalpía o el flujo de calor de la corriente de energía será
sustraído de la corriente de entrada.
Para un HEATER, el flujo de calor de la corriente de energía será añadid.
3.2.3.4. Separador Flash (Separator)
Los separadores son básicamente tanques Flash donde la separación de las fases ocurre
a la menor presión de alimentación menos una caída de presión a través del equipo, que
deben ser definidas y consta de una corriente, producto en fase vapor y otra en fase
líquida.
Figura III.12. Módulo Separator
Para el caso de este modelo se asumió que la caída de presión de entrada y del vapor de
salida son iguales a 0 bar. Además que el porcentaje o nivel de líquido dentro del
separador debe ser de 50 %.
Como se tienen reciclos en el proceso de separación, ha sido necesario usar un paquete
lógico denominado reciclo para determinar los cálculos de forma iterativa hasta alcanzar
convergencia en el sistema.
III. Marco metodológico
51
3.2.3.5. Divisores (Tee)
Figura III.13. Módulo de un Tee
Esta operación de división separa una corriente de alimentación en múltiples corrientes
de producto con las mismas condiciones y composición que la corriente de entrada, y es
usada para simular T en tuberías y tubos múltiples. El único parámetro requerido para
su simulación es la fracción de separación o los flujos de cada corriente de salida.
3.2.3.6. Mezcladores (Mixer)
Figura III.14. Módulo de un Mixer
La operación de mezclado combina dos o más corrientes de entrada para producir una
simple corriente de salida. Se realiza un completo balance de materia y energía en el
mezclador. Si se conocen las propiedades de las corrientes de entrada (temperatura,
presión, flujo y composición), las propiedades de la corriente de salida serán calculadas
automáticamente de forma rigurosa.
3.2.3.7. Recirculación (Recycle)
La capacidad para resolver reciclos de forma fiable, de cualquier simulador es crítica.
Hysys tiene ventajas sobre otros simuladores en este aspecto y presenta un esquema
específico para resolver reciclos que está evaluado como uno de los mejores del ámbito.
Figura III.15.Módulo de un Recycle
Hysys tiene la habilidad única de cálculo inverso a través de muchas operaciones en
forma no secuencial, permitiendo solucionar muchos problemas.
Utilizar un reciclo implica instalar un módulo teórico entre las corrientes de proceso,
que realiza un procedimiento iterativo específico. La gran versatilidad de dicho módulo
3.2. Consideraciones teóricas utilizadas por Hysys
52
radica en que las condiciones de proceso pueden ser transferidas hacia atrás o hacia
delante (en el sentido del flujo) entre la entrada y salida del reciclo. En términos de la
solución que se busca, hay valores estimados y valores calculados, para cada una de las
variables en las corrientes de entrada y salida. Dependiendo de la dirección en la que se
transfieren los datos, los valores estimados pueden existir tanto en la entrada como en la
salida. Por ejemplo, si el usuario escoge como dirección de transferencia Backwards
(hacia atrás) para la temperatura, el valor estimado es la temperatura de la corriente de
entrada, y el calculado es la temperatura de la corriente de salida.
Durante el proceso de convergencia se suceden las siguientes etapas de cálculo,
aproximadamente:
Hysys utiliza los valores estimados y resuelve el flowsheet.
Luego Hysys compara los valores estimados con los que se obtienen por
resolución del flowsheet en la otra corriente relacionada en el reciclo.
Basándose en la diferencia entre los valores calculados y estimados, Hysys
genera nuevos valores que se toman como nuevas estimaciones.
El proceso se repite hasta que los valores obtenidos en las dos corrientes
relacionadas en el reciclo difieren en un valor especificado lo suficientemente
bajo para asegurar la convergencia.
De todas las opciones, básicamente numéricas, la que más interesa es el modelo de
resolución, que puede elegirse entre Nested y Simultaneous. Como su nombre lo
indica, en caso que la simulación presente diferentes reciclos interconectados o
relacionados de alguna manera, es necesario utilizar la opción Simultaneous. Para
simulaciones con un solo reciclo, o varios reciclos cuyos resultados son independientes,
se puede utilizar la opción Nested.
Nuevamente, el desarrollo interno de estos algoritmos es información que se mantiene
en estricto secreto, razón por la cual no se puede dar más detalles de cómo Hysys realiza
cálculos de reciclos.
3.2.3.8. Bomba (Pump)
Figura III.16. Módulo de una Bomba (Pump)
El módulo PUMP es usado para incrementar la presión de una corriente líquida. En
función de la información recibida, el módulo calculará la presión desconocida, la
temperatura o la eficiencia de la bomba. Cuando se selecciona la opción On Pump
Switch, se debe especificar la elevación de la presión o especificar la presión de entrada
III. Marco metodológico
53
y salida de las corrientes. Si se conoce el delta P, este valor es ignorado por el simulador
de procesos.
Los cálculos se basan en la ecuación de potencia de una bomba estándar usando la
elevación de la presión, el flujo de líquido y la densidad de la sustancia:
Potencia requeridaIdeal = Psalida − Pentrada × F
ρ
Donde:
F= flujo de liquido kg/s
𝜌= densidad del líquido kg/m3
La ecuación define la potencia necesaria para elevar la presión de entrada del líquido.
La potencia real requerida se define a partir de la eficiencia de la bomba:
η =Potencia requeridaideal
Potencia requeridareal× 100
𝜂= eficiencia de la bomba, %
Combinando las dos ecuaciones, el cálculo de la potencia real requerida para la bomba
quedara:
Potencia requeridareal = Psalida −Pentrada . F
ρ. η
Si la alimentación está completamente definida, se necesitara solo dos variables para
calcular todos los parámetros desconocidos:
Presión de salida o caída de presión
Eficiencia
Potencia de la bomba
Los parámetros aplicables al módulo de la bomba son la eficacia adiabática, la elevación
de la presión y la potencia de la bomba. Si se especifican las presiones de las corrientes
de entrada y salida, el simulador de procesos calculará la caída de presión y, si se le
introduce ésta, calculará la presión de salida.
3.3. Datos y parámetros de diseño de la caldera de recuperación de calor
54
3.2.3.9. Válvulas (Valve)
Figura III.17. Módulo de una valvula (Valve)
Esta operación realiza un balance de materiales y energía entre las corrientes de entrada
y salida del Módulo VALVE. Para el cálculo se asume que la operación es isentálpica.
Las siguientes variables pueden ser especificadas por el usuario para esta operación.
Para el cálculo del módulo se requieren solo tres de ellas:
Temperatura de entrada
Presión de entrada
Temperatura de salida
Presión de salida
Caída de presión
3.3. Datos y parámetros de diseño de la caldera de recuperación de calor
Como requisito previo indispensable para la simulación de un proceso es necesario
disponer de información de diseño de los equipos que conforman la planta objeto de
estudio. Para conseguir una simulación más realista, se requiere información más
detallada de las especificaciones de los equipos que conforman el proceso.
Para este estudio se seleccionó la planta de cogeneración la Rábida, por disponer de
toda la información básica de diseño de esta central, como un historial de datos de
funcionamiento de aproximadamente 4 años de duración.
En este apartado se recogen todos los datos de diseño que fueron alimentados al modelo
para llevar a cabo la simulación.
3.3.1. Composición, temperatura y presión de los flujos de materia.
La composición de los gases de escape se obtiene a la salida de la combustión de gas
natural con el aire en una simulación en estado estático de la turbina de gas en el
simulador Hysys que se elaboró según el esquema mostrado en la figura III.18.
III. Marco metodológico
55
Figura III.18. Esquema de simulación de la Turbina de Gas
El caudal de aire se introduce con el exceso suficiente para obtener una composición
volumétrica de O2 en los gases de salida del reactor entre 0.18 y 0.20.
Los datos empleados para especificar las condiciones de composición, temperatura,
presión y caudal de entrada del gas natural a la cámara de postcombustión (reactor de
Gibbs) se encuentran en las siguientes tablas:
Tabla III.6.Datos de diseño de la turbina de gas
Módulo Parámetros Valor
Combustible Presión de alimentación combustible 17,132 bar
Temperatura de alimentación combustible 25,0 ºC
Turbina de gas
Potencia eléctrica activa en bornes del alternador 38317 kW
Heat Rate bruto turbina de gas (PCI) 11745 kJ/kWh
Caudal combustible turbina de gas 2,540 kg/s
Temperatura gases escape turbina de gas 543,3 ºC
Caudal gases escape turbina de gas 144,9 kg/s
Presión gases escape turbina de gas 1,032 bar
Temperatura aire salida enfriador evaporativo 13,8 ºC
Porcentaje de carga de la turbina de gas 100%
Caudal de vapor de inyección en turbina de gas 1,46 kg/s
La simulación en estado estático de la turbina de vapor se elaboró según el esquema
mostrado en la figura III.19.
Figura III.19. Esquema de simulación de la Turbina de Vapor
3.3. Datos y parámetros de diseño de la caldera de recuperación de calor
56
Los datos empleados para especificar las condiciones de temperatura, presión y caudal
del vapor de agua de la turbina se encuentran en la siguiente tabla:
Tabla III.7. Datos de diseño de la turbina de vapor
Módulo Parámetro Valor
Turbina Vapor
Rendimiento 76.7%
Caudal 149.9 t/h
Temperatura 476.8ºC
Presión 86.3 bar
Turbina Extraccion Rendimiento 62.5%
Entrada Enfriador CO-ME3
Caudal 104,5 t/h
Temperatura 304,7 ºC
Perdida de carga 2.045 bar
Salida Enfriador CO-ME3 Temperatura 248.1ºC
Presión 18.9 kg/cm2.
g
Entrada Enfriador CO-ME24 Temperatura 192.3ºC
Perdida de carga 2.045 bar
Salida Enfriador CO-ME24 Temperatura 164.9ºC
Presión 3.9 kg/cm2.
g
Para la simulación de la caldera de recuperación de calor se han empleado los datos de
de la planta real que se encuentran en las siguientes tablas:
Tabla III.8. Datos de diseño de la caldera de recuperación de calor
Módulo Prámetro Valor
Condiciones ambientales
Temperatura ambiente ºC 15,5
Humedad relativa ambiente % 54,430
Presión atmosférica bar 1,017
Propiedades combustible
postcombustión
Temperatura de alimentación combustible a
quemador de post-combustión ºC 21,1
Porcentaje en peso de vapor de agua en
combustible post-combustión % 0,000
Temperatura gases escape turbina de gas ºC 543,3
Caudal gases escape turbina de gas kg/s 144,9
Presión gases escape turbina de gas bar 1,032
Caldera de recuperación
de calor
Presión agua entrada economizador (Eco) bar 91,690
Temperatura vapor salida atemperador previo
a SC2 ºC 367,1
Purga banco convectivo % 1,055
Sobrecalentador final SCf
Presión gases bar 1,032
Temperatura gases ºC 536,8
Caudal gases kg/s 146,9
Presión vapor salida sobrecalentador bar 86,180
Temperatura vapor salida sobrecalentador ºC 474,7
Caudal vapor salida sobrecalentador kg/s 37,22
Cámara Post-Combustión
CPC
Caudal de combustible post-combustión kg/s 1,122
Temperatura gases a la salida del quemador
ºC 784,9
III. Marco metodológico
57
Caudal gases a la salida del quemador kg/s 148,1
Hogar
Presión vapor a la salida del evaporador bar 91,690
Temperatura vapor a la salida del evaporador
ºC 304,6
Caudal vapor a la salida del evaporador kg/s 15,96
Presión gases a la salida del evaporador bar 1,025
Temperatura gases a la salida del evaporador
ºC 650,4
Sobrecalentador SC1
Temperatura gases salida sobrecalentador ºC 577,4
Presión vapor salida sobrecalentador bar 89,930
Temperatura vapor salida sobrecalentador ºC 387,0
Caudal vapor salida sobrecalentador kg/s 36,26
Atemperador vapor a la
salida
de sobrecalentador SC1
Presión vapor salida atemperador bar 89,930
Temperatura vapor salida atemperador ºC 367,1
Caudal vapor salida atemperador kg/s 37,22
Caudal agua alimentación atemperador kg/s 0,955
Sobrecalentador vapor
SC2 Temperatura gases salida sobrecalentador ºC 539,7
Banco convección
Temperatura purga evaporador ºC 304,6
Caudal purga evaporador kg/s 0,214
Caudal vapor a la salida del evaporador kg/s 20,30
Temperatura vapor a la salida del evaporador
ºC 304,6
Temperatura gases a la salida del evaporador
ºC 358,0
Presión vapor a la salida del evaporador bar 91,690
Economizador ECO
Temperatura gases salida economizador ºC 209,3
Caudal agua de alimentación caldera kg/s 36,47
Temperatura agua de alimentación caldera ºC 145,0
Presión agua de alimentación caldera bar 121,200
Porcentaje molar O2 en gases salida
economizador % 10,91
Caudal volumétrico gases salida
economizador m3/s 207,7
Tabla III.9. Condiciones de presión, temperatura y caudal de las corrientes de entrada.
Tabla III.10.Composición de los gases de escape de la turbina.
Compuesto Composición
Nitrógeno 0,7835
CO2 0.0087
NO2 0.0001
H2O 0.0277
Oxígeno 0,1800
Variable Gas de
escape
Gas
Natural
Agua
Alimentación
Agua alimentación
atemperador
Temperatura (ºC) 536,50 24,30 145 145,50
Presión (bar) 14.760 6.92 98.25 90.52
Caudal (t/h) 528.84 4.04 131.29 3.46
3.3. Datos y parámetros de diseño de la caldera de recuperación de calor
58
Tabla III.11. Composición de los gases de salida de la cámara de post-combustión
Compuesto Composición
Nitrógeno 0,7835
CO2 0.0215
NO2 0.0001
H2O 0.0521
Oxígeno 0,1525
Tabla III.12. Composición del gas natural.
Compuesto Composicion
N2 0.03
CH4 0.90
C2H6 0.05
C3H8 0.02
Los datos de interés introducidos por el usuario y resueltos por el simulador según el
diagrama de flujo de Hysys se encuentran en las siguientes tablas:
Tabla III.13. Tipo de flujo y corrientes de entrada y salido de los equipos.
Equipo CorrienteEntrada CorrienteSalida Flujo
Sobrecalentador final S1 S4 Gas
S3 Vapor vivo Agua
Cámara Post-combustión S4
S6 Gas S2
Hogar S6 S7 Gas
S19 R-HRe Agua
Sobrecalentador 1 S7 S9 Gas
S14 S8 Agua
Sobrecalentador 2 S9 S12 Gas
S10 S5 Agua
Banco Convecc. S12 S17 Gas
S15 R-BC Agua
Economizador S17 Humos Gas
S24 S22 Agua
Calderin
S23 S20
Agua R-HRs S18
R-BCs -
Divisor T-1 S21 S16
Agua S19
Divisor T-2 R-BC R-BCe
Agua P
Mezclador M-3 S8
S11 Agua S13
Tabla III.14. Temperaturas y presiones introducidas en las diferentes corrientes.
Corriente Temperatura (ºC) Presión (bar) Caudal (t/h)
S1 536.80 1.032 528.8
S2 21.10 1.032 4.039
S3 399 88 134
III. Marco metodológico
59
S4 490.4 1.032 528.8
S5 399 88 134
S6 788.2 1.030 532.9
S7 663.4 1.025 532.9
S8 387 89.93 130.8
S9 591.6 1.022 532.9
S10 367.1 89.93 134
S11 367.1 89.93 134.2
S12 569 1.020 532.9
S13 145.5 89.93 3.456
S14 304.1 91.01 130.8
S15 305.8 114.2 57.46
R-HRs 304.6 91.63 57.46
R-BCs 304.6 91.63 75.90
S16 305.9 114.2 76.40
R-BC 304.6 91.63 75.90
S17 396.4 1.017 532.9
S18 304.6 91.63 133.9
S19 305.9 114.2 57.46
Vapor vivo 474.4 86.18 133.9
S20 304.6 91.63 130.8
S21 305.9 114.2 133.9
R-HRe 304.6 91.93 57.46
S22 300 93.49 131.3
S23 300 91.63 131.3
S24 145 95.41 131.3
R-BC 304.6 91.63 76.40
Humos 233.2 1.014 532.9
R-BCe 304.6 91.63 75.59
P 304.6 91.63 75.59
*Nota: Datos en color azul resueltos por el simulador de forma automática.
3.4. Metodología de simulación
Aunque en Hysys se puede montar una simulación directamente desde entorno
dinámico, lo recomendado es realizar primero la simulación en entorno estacionario, ya
que este constituye la semilla de cálculo del estado dinámico. Por esta razón se realiza
primero la simulación en ambiente estacionario.
3.4.1. Simulación en estado Estático
Se presenta a continuación como se realizó paso a paso la simulación estacionaria del
proceso en el ambiente del simulador de procesos Hysys:
3.4. Metodología de simulación
60
Crear el Nuevo caso:
El primer paso en la simulación es la construcción de un nuevo caso (New Case).
Figura III.20. Imagen inicial del nuevo caso de simulación.
Después, y de forma opcional, se puede elegir el conjunto de unidades con el que se
prefiere trabajar. Hysys no permite modificar los tres conjuntos de unidades básicos (SI,
EuroSI, Field) que trae incorporado, pero si posibilita generar a partir de ellos, un nuevo
set que se ajuste a nuestras preferencias.
Figura III.21. Ventana de cambio de unidades
Definir componentes, paquete de fluidos y reacciones químicas del proceso:
El segundo paso necesario es definir los componentes que están presentes en la
simulación, y el paquete termodinámico asociado. Esto se realiza en una sección
llamada Simulation Basis Manager
III. Marco metodológico
61
Figura III.22. Ventana de la sección de simulación “Simulation Basis Manager”.
Hysys tiene información detallada para bastantes modelos termodinámicos, e incluso
avisa al usuario cuando se escogen componentes que no pueden ser satisfactoriamente
modelados mediante el sistema termodinámico seleccionado. Además, si se desea
cambiar de termodinámica para ciertos equipos o secciones de la simulación, se da la
posibilidad de elegir diversos paquetes termodinámicos y asociarlos a diferentes
listados de componentes.
Se añaden dos conjuntos de especies químicas puras para representar al vapor de agua, y
al combustible e gases de escape de la turbina de gas.
Figura III.23. Ventana de componentes
Cada una de las dos listas de componentes contiene por separado el conjunto de
especies quimicas contenidas en el agua, en los gases de combustión e el combustible.
3.4. Metodología de simulación
62
Figura III.24.Ventana de la lista de componentes de Hysys
Lo más importante en la simulación es definir el método termodinámico denominado
Fluid Package. Este paso es muy importante y no se debe tomar a la ligera, ya que
definirá la base de la simulación. Una mala decisión introducirá un error desde el
principio, que se agravara con el desarrollo de la simulación.
Para la lista de componentes de vapor de agua se elige el paquete de fluidos ASME
Steam, y para la lista de componentes de combustible y gases de escape de la turbina se
escoge el paquete de fluidos Peng-Robinson.
Figura III.25. Ventana de la lista de paquetes de fluidos o método termodinámico
El tercer paso importante es especificar las reacciones químicas que existen, por lo
tanto, lo primero que debemos hacer es seleccionar el tipo de reacción, y agregar sus
componentes según la estequiometria de la reacción.
III. Marco metodológico
63
Figura III.26. Ventana de reacciones químicas
La reacción presente en el proceso corresponde a la reacción de post-combustión en la
caldera del gas natural en presencia de los gases de escape de la turbina de gas. Hay que
completar los coeficientes estequiométricos, recordando que se deben asumir valores
negativos cuando los coeficientes correspondan a reactivos y verificar que el campo
denominado Balance Error sea igual a cero.
Entrar al entorno de simulación
En el entorno de simulación, se puede escoger los modelos necesarios para crear el
diagrama de flujo del proceso, tal como si se diseñara un plano, asignando nombres a
equipos y corrientes de proceso, creando las conexiones y asignando los datos que se
han recopilado a las respectivas casillas que Hysys presenta para tal fin.
En este entorno de simulación se visualizará la plantilla de operaciones denominada la
Paleta de Objetos que se usa para seleccionar los equipos o el tipo de corrientes
necesarios para el sistema de simulación.
Figura III.27. Ventana de entorno de simulación
En Hysys, hay dos tipos de corrientes, Material y Energía. Las corrientes de Material de
color azul tienen una composición y parámetros tales como temperatura, presión y
flujos. Estas son usadas para representar corrientes de proceso. Las corrientes de energía
3.4. Metodología de simulación
64
de color rojo tienen solamente un parámetro, Flujo de Calor. Estas son usadas para
representarla Carga suministrada a o por una Unidad de Operación.
Se procede a seleccionar en la paleta de objetos la flecha azul para añadir una corriente
de materia y comenzar a dar especificaciones a la corriente.
Hysys es un programa visualmente intuitivo y muestra diferente color dependiendo si la
corriente está completamente definida o no, en este caso aparecerá en color celeste y
cuando está totalmente definida cambiara a color azul.
Figura III.28. Imagen inicial del entorno de simulación (PFD).
Una vez que la composición de la corriente y dos parámetros cualesquiera: temperatura,
presión, fracción de vapor o la entalpía molar son conocidas, Hysys realiza un cálculo
instantáneo en la corriente, calculando los otros dos parámetros. Con las capacidades
instantáneas de Hysys, se calcula el punto de rocío y punto de burbuja, y especificando
una fracción de vapor de 1 y la presión o la temperatura de la corriente, Hysys calculará
la Temperatura o la Presión de Rocío. Para calcular la Temperatura o la Presión de
Burbuja, debe introducirse una fracción de vapor de 0 y cualquier presión o cualquiera
temperatura.
Figura III.29. Ventana de condiciones de la corriente de materia
III. Marco metodológico
65
Para poder llevar a cabo la simulación sin dificultades, es imprescindible comenzar
primero con el modelado del separador flash y sus respectivas corrientes de
recirculación, y cuando se consiga su resolución, proceder al modelado de la cámara de
post-combustión y el tren de intercambiadores.
Modelado del separador y los calentadores de las corrientes de recirculación
Figura III.30. Esquema de simulación del separador y los calentadores de las corrientes de
recirculación
Separador Flash
El primer paso es instalar el separador flash e ingresar todas las corrientes de entrada y
salida necesarias. La creación del separador requiere de dos parámetros: la perdida de
presión y el nivel de líquido, que en este caso serán los marcados por defectos por
Hysys, 0 para la perdida de carga y 50% para el nivel de líquido dentro del separador.
Figura III.31. Ventana de diseño del separador flash.
3.4. Metodología de simulación
66
Hysys va realizando los cálculos a medida que vamos añadiendo los datos y pueden ser
visualizados desde la pestaña Worksheet de la ventana de diseño de cada equipo, donde
aparecen todas las condiciones de diseño de las corrientes involucradas en el equipo.
Figura III.32. Condiciones de las corrientes involucradas en el separador flash
Bomba del liquido del separador
Se agrega un abomba centrifuga en la corriente de liquido del separados y se especifican
los datos necesarios para cerrar los grados de libertad del equipo.
En la pestaña de los parámetros de diseñó se introduce la altura de la bomba necesaria
para vencer el total de pérdidas de carga en la línea y en todos los equipos instalados
aguas abajo de la bomba.
Figura III.33. Ventana de parámetros de diseño del modelo de la bomba
Reciclo
La operación lógica de Reciclo de Hysys se emplea para resolver un lazo en un sistema
donde una corriente aguas abajo es mezclada con una corriente aguas arriba en el proceso.
III. Marco metodológico
67
Esta operación se resuelve iterativamente, comparando el valor actual con el valor calculado
y actualiza dicho valor. Esto se repite hasta que el valor cumpla con la tolerancia.
Figura III.34.Ventana de conexiones del Reciclo
Después de que la operación Reciclo converge las corrientes de entrada y salida deben ser
iguales con cierta tolerancia que puede ser modificada por el usuario.
Figura III.35. Ventana de parámetros de diseño del Reciclo
Mezcladores de corrientes
Se debe especificar las corrientes de entrada introduciendo sus propiedades
(temperatura, presión y composición) para crear las corrientes de salida, cuyos
componentes, serán calculados automáticamente.
Para especificar la presión de la corriente de salida del mezclador, Hysys toma por
defecto la menor presión de las corrientes de entradas, pero se puede ser modificada
dentro de los parámetros de diseño del mezclador, para calcular la presión de la mezcla.
3.4. Metodología de simulación
68
Figura III.36. Ventana de condiciones de diseño del mezclador de corrientes
divisores de corrientes
En la pestaña de parámetros de diseño del divisor, se asigna un “Flow Ratios” al divisor
de corriente de purga para asegurar que siempre se desalojará de la caldera el 1.055% de
líquido.
Figura III.37. Ventana de parámetro de diseño del divisor de corrientes
Calentadores
Se simula el Hogar de radiación empleado la combinación de un enfriador (Cooler)
junto a un calentador (Heater), donde la absorción del calor de los gases de combustión
por el agua ocurre a nivel del calentador.
Para su diseño, se especifica la corriente de entrada y salida del gas, se determina el
paquete de fluidos adecuado y se asume una caída de presión 2.996 kg/cm2.g
aproximadamente.
III. Marco metodológico
69
Figura III.38. Ventana de condiciones de las corrientes del calentador
Modelado de la cámara de combustión y el tren de calentamiento
Una vez el sistema del separador está completamente definido y resuelto, se puede
empezar con el modelado de la cámara de post-combustión y el tren de
intercambiadores.
Figura III.39. Esquema de simulación de la cámara de combustión y el tren de calentamiento
Intercambiadores de calor
Para las cuatro etapas de sobrecalentamiento (SCf, SC1, SC1 y ECO), se especifican las
corrientes de entrada y de salida de gas y de agua, se determina el paquete de fluidos
3.4. Metodología de simulación
70
adecuado para cada uno de los dos componentes (gases calientes por el lado de la coraza
y el agua por el lado de los tubos.).
Figura III.40. Ventanas de parámetros de diseño del intercambiador
Se emplea en el simulador el modelo Weighted por ser muy útil para intercambiadores
con alto rango de temperaturas, se asume una caída de presión por el lado de la coraza
de 0,002 kg/cm2.g y en el lado de los tubos de aproximadamente 1,9 kg/cm
2.g y se
desactiva la opción de cálculo del Ft factor de corrección para la geometría del
intercambiador.
En todos los intercambiadores los gases calientes se hacen pasar por el lado de la coraza
y el agua por el lado de los tubos.
Cámara de Post-Combustión
El modulo seleccionado para simular la cámara de combustión es un Reactor Gibbs.
Para instalarlo, hay que ingresar todas las corrientes de entrada y salida necesarias,
introducir la perdida de carga, que en este caso será nula por defecto por Hysys, y fijar
el nivel de líquido como nulo, puesto que la combustión se considera completa, y no
habrá fase liquida dentro del reactor por las altas temperaturas
Figura III.41. Ventana de condiciones de corrientes de la cámara Gibbs de combustión
III. Marco metodológico
71
El método seleccionado para que Hysys solucione el Reactor es el modo de reacción de
equilibrio que fue introducido en el paquete de reacción durante los primeros pasos de
simulación.
Figura III.42. Ventana de paquete de reacción del reactor Gibbs
Enfriadores de Gas
Se simula el Hogar de radiación empleado la combinación de un enfriador (Cooler)
junto a un calentador (Heater), donde el desprendimiento del calor de los gases de
combustión ocurre a nivel del enfriador.
Se diseñó bajo el mismo principio explicado para el calentador de la etapa anterior,
especificando la corriente de entrada y salida del gas, identificando el paquete de
fluidos adecuado y asumiendo una caída de presión 0.005 kg/cm2.g aproximadamente.
Figura III.43. Ventanas de diseño del modelo del enfriador
Una vez definidas todas las corrientes de proceso y caracterizadas todas las condiciones
y variables relativas a los dos diagramas de flujo modelados, se pueden unir las
corrientes de energía de los enfriadores (Cooler) del hogar y el banco de convección con
las otras dos corrientes de energía de los calentadores (Heater) de recirculación de agua
del separador.
3.4. Metodología de simulación
72
Al unir estos dos equipos, se simula el hogar de radiación y el banco de convección,
donde el calor desprendido por el gas producto de combustión es absorbido por el agua
en fase liquida a la salida del intercambiador.
Figura III.44. Esquema de unión de las corrientes de energía
Hysys posee un sistema de resolución que por defecto se encuentra siempre activado, lo
que significa que el programa calcula todas las propiedades y resultados factibles de
calcular en todo momento, y una vez definida por completo la simulación, en el instante
en que el usuario defina la ultima variable, el sistema automáticamente calculará y
entregará los resultados.
3.4.2. Simulación en estado Dinámico
Antes de que se produzca la transición del estado estacionario al dinámico, el diagrama
de flujo de simulación debe ser configurado de forma que exista una caída de presión a
través de la planta. Esta caída de presión es necesaria porque el caudal en Hysys
dinámico está determinado por la caída de presión en toda la planta.
Aspen Hysys en simulaciones dinámicas ofrece un método avanzado de cálculo del
perfil de la presión y el caudal, de modo que cada operación de una unidad en el
diagrama de flujo se puede considerar como un portador de materia (presión) y energía,
donde todas las ecuaciones de balance de materia, ecuaciones de resistencia y
ecuaciones de relación presión-caudal conforman un gran número de ecuaciones en una
matriz. Y para satisfacer los grados de libertad de la matriz y resolverla, hay que
especificar la relación presión-caudal.
Otra parte crítica en el desarrollo de la simulación dinámica es el diseño de la válvula.
Esto significa establecer el porcentaje de abertura de la válvula y su pérdida de carga en
condiciones de diseño partiendo del estado estático. La mayoría de las válvulas vienen
con una abertura de 50% por defecto. La perdida de carga de diseño de la válvula es un
compromiso entre la capacidad de control dinámico y la economía del estado
estacionario, cuanto mayor será la perdida de presión de la válvula, mayor es la
variación del caudal que pasa y mejor será el control. Sin embargo, mayores pérdidas de
carga en la válvula requieren bombas o compresores con altas presiones de descarga, lo
que significa un mayor consumo de energía.
En resumen, para pasar de estado estacionario a régimen dinámico se deben especificar
las condiciones de frontera, introducir el volumen en los equipos y activar las relaciones
flujo-presión.
III. Marco metodológico
73
Generalmente, hay que seguir los siguientes pasos:
a. Obtener un modelo simplificado del estado estacionario que se convierte en
dinámico.
b. Especificar el volumen en los equipos y activar las relaciones flujo-presión.
c. Añadir especificaciones de caudal o presión a las corrientes y ajustar los
instrumentos de control (Válvulas, bombas, compresores...).
d. Instalar y definir los controladores apropiados.
e. Realizar cambios en las variables clave del proceso y observar el
comportamiento dinámico del modelo.
Con el fin de ejecutar simulaciones dinámicas, es importante introducir volúmenes
adecuados en los equipos. La respuesta de un equipo a las fluctuaciones de su
alimentación es dependiente de su tamaño. Si su volumen es excesivamente grande o
pequeño, la simulación tendrá respuestas poco realista.
Además, se puede usar el Asistente dinámico de Hysys para ajustar automáticamente el
tamaño de los equipo. Fijando solamente un tiempo de residencia, se genera de forma
automática el tamaño del modelo. Pero no es posible usar el asistente siempre y a veces
hay que usar otros métodos de cálculo.
En los modelos de estado estacionario, los parámetros de presión y flujo se pueden
especificar de forma independiente. Por esta razón, es posible hacer "trampas" al hacer
especificaciones no realistas, tales como no tener en cuenta una caída de presión a
través de una unidad. En modo dinámico, la presión y el flujo se relacionan de tal
manera que uno no puede calcularse sin el otro. Si se especifica caída de presión cero a
través de un equipo, Hysys considera el flujo a través de esa unidad cero.
Figura III.45. Ventana Dynamics para especificar la presión de la corriente de flujo
3.4. Metodología de simulación
74
Cualquier corriente de contorno conectada a un equipo necesita tener una indicación de
presión. Todo lo contrario se puede decir de las corrientes internas que no deben tener
activa las especificaciones de presión, ya que sus presiones deben ser resueltas por
Hysys según los datos de flujos y equipos que la rodean. También se recomienda
agregar válvulas en todas las corrientes de contorno. Estos pueden ser utilizados como
controladores de flujo más tarde.
Diseño de los equipos
El separador de fases se diseña para suministrar un volumen de líquido equivalente a 10
minutos del flujo volumétrico de líquido de salida, con el separador lleno hasta la mitad.
El volumen del tanque se calcula de la siguiente manera:
Flujo másico de la corriente líquida que sale del tanque 37.26 kg/h
Densidad de la corriente líquida 702.5 kg/m3
Flujo volumétrico 2.24 m3/min
Un volumen equivalente a 10 minutos de esta corriente es 22.4 m3, esto equivale a 50
% del tanque y, por lo tanto, el 100 % del tanque es 44.8 m3. Para calcular las
dimensiones del tanque hay que encontrar la velocidad superficial del vapor lo
suficientemente baja para que se produzca la separación entre el líquido y el vapor de
modo que no haya arrastre de líquido. La velocidad máxima para que no se produzca
arrastre está dada por la siguiente expresión:
𝑉𝑚𝑎𝑥 =𝐹
𝜌𝑉=
0.61
49.77= 0.0865 𝑚/𝑠
Siendo “F” un factor de valor de 0.61 y 𝜌v la densidad del vapor.
El flujo volumétrico del vapor es de:
36.25 𝑘𝑔
𝑠
𝑚3
49.77 𝑘𝑔= 0.728 𝑚3/𝑠
El área seccional recta del tanque vertical está dada por:
0.728
0.0865= 8.41 𝑚2
Esto equivale a que el diámetro mínimo del tanque debe ser 3.26 metros. Para el
volumen calculado de 44.8 m3.
Las especificaciones sobre el tamaño del tanque se realizan en la página “Specs” de la
pestaña “Dynamics”, donde basta con introducir el volumen, para que el simulador
calcule la altura y el diámetro del separador, con la posibilidad de definir su posición en
vertical u horizontal.
III. Marco metodológico
75
Siguiendo los mismos pasos, se puede calcular también el volumen de la cámara de
combustión.
Figura III.46. Ventana Dynamics para especificar tamaño del separador
Diseño de los intercambiadores
Hysys no dispone de un equipo que simula los intercambiadores de calor de una caldera
de recuperación de calor. Generalmente, estas calderas tienen un diseño y tipología muy
compleja, y el diseño más simplificado que pueda simular su comportamiento en Hysys
es colocar un tren de intercambiadores de carcasa y tubos, pero la dificultad radica
realmente en definir un volumen para los tubos del intercambiador, ya que no
disponemos de información sobre la tipología de la caldera real. Para resolver este
problema se han sobredimensionado estos equipos a base de prueba y error y se ha
definido un volumen de 20 m3, que resultó ser coherente, ya que, con este valor no se
obtuvieron más errores en el asistente dinámico de Hysys.
Figura III.47. Ventana de las especificaciones dinámicas del intercambiador de calor
El otro paso imprescindible consiste en seleccionar el botón “Calculate Ks” que se
encuentra en la pestaña “Dynamics” del intercambiador de calor, donde se puede
3.4. Metodología de simulación
76
escoger también una de las dos especificaciones dinámicas “Total Delta P”, que indica
que la caída de presión a través del equipo es constante, lo cual no es real, y la opción
“K” que permite que su valor sea variable durante la simulación, lo que es más realista.
Diseño de las válvulas de control
Las válvulas de control manipulan el fluido que pasa por ella para compensar una
variación de una variable y mantenerla regulada lo más posible al punto deseado. Dicha
manipulación del fluido se consigue mediante el control del nivel de apertura o carrera
de la válvula, este proceso de estrangulación del fluido genera una pérdida de carga en
la válvula, que en aplicaciones críticas se puede convertir en fenómenos que pueden ser
dañinos para todo el sistema como son la cavitación, el ruido, las vibraciones o las altas
velocidades. Estos fenómenos solo se pueden evitar con un correcto dimensionado de la
válvula de control.
Para diseñar las válvulas de control se recomienda el siguiente procedimiento:
a. En la ventana de parámetros de la válvula seleccionar la pestaña “Rating”, donde
se puede seleccionar la opción “Current” o la opción “User Input” que indica
que el usuario debe asignar los valores de la apertura de la válvula (Valve
Opening) y caída de presión (Delta P).
b. Después de esto presionar el botón “Size Valve” para encontrar el tamaño de la
válvula.
c. En la misma ventana se puede observar que hay tres opciones para el método de
diseño: Cv para líquidos, Cg para gases y el método k que se basa en ecuaciones
de resistencia del tipo k.
d. También se puede escoger entre tres tipos de válvula: Linear, Quick Opening y
Equal Porcentaje. Hay que tener en cuenta que el porcentaje de apertura
realmente debe entenderse como la posición del vástago de la válvula.
Figura III.48. Ventana de diseño de la válvula
El siguiente paso consiste en abrir la pestaña “Dynamics” de la válvula de control y
seleccionar el botón “Size Valve”. Se observa que en esta ventana se puede agregar una
III. Marco metodológico
77
válvula “Check” para prevenir que el flujo se devuelva y también se puede escoger una
de las dos especificaciones dinámicas “Total Delta P”, que indica que la caída de
presión a través de la válvula es constante, lo cual no es real, y la opción “Pressure Flow
Relation” que permite que la presión a través de la válvula sea variable, lo que es más
realista.
Figura III.49. Ventana Dynamics de la válvula.
Instalación de controladores
Los controladores pueden ser añadidos al diagrama de flujo utilizando los mismos
métodos que para otras operaciones de la unidad. Una vez que el controlador ha sido
añadido al diagrama de flujo:
1. Realizar las conexiones necesarias para el proceso determinando la variable del
proceso y la variable manipulada.
2. Seleccionar los valores mínimos y máximos de la variable de proceso.
3. Seleccionar acción del controlador, inversa o directa.
4. Introducir los parámetros de ajuste del controlador.
5. Si se desea, elegir el modo del controlador, Off, Manual o Automático.
Para añadir controladores de nivel, caudal, presión, temperatura y ratio en la simulación.
Hysys nos permite añadir estos controladores tanto en modo dinámico como en
estacionario, y estos podrían ser introducidos después de la transición al modelo
dinámico, pero es preferible hacerlo antes para evitar problemas en la simulación.
Las variables serán identificadas y controladas mediante operaciones de control lógicas
PID. Estos controladores no requieren correr la simulación en modo dinámico para ser
instalados y son imprescindibles para estabilizar el modelo.
Cuando se introduce un controlador tipo PID desde la paleta de objetos aparece la
siguiente ventana donde se pueden definir sus parámetros.
3.4. Metodología de simulación
78
Figura III.50. Ventana para la definición del controlador.
La nomenclatura utilizada para las principales variables que tienen que ver con el
controlador es:
PV: variable de proceso, corresponde a la variable controlable.
OP: salida o variable manipulable, encargada de mantener a PV en su valor de
Set Point.
“Set point” son los valores de los que partimos del caso estacionario.
También se debe tener en cuenta que la acción de control puede ser:
Directa: cuando el valor de la variable de salida aumenta, la apertura de válvula
también aumenta.
Inversa: cuando el valor de la variable de salida aumenta, la apertura de válvula
debe disminuir.
“Tuning”: Se refiere a la sintonización de los controladores; es decir, darle
valores a los parámetros de ajuste del mismo, tales como ganancia, tiempo
integral y tiempo derivativo.
Rango: Para que el controlador este completamente definido y pueda ejecutar su
función hay que introducir un valor máximo y mínimo para la variable de
procesos.
Figura III.51. Ventana de la pestaña desplegable de los algoritmos de control de Hysys
El algoritmo de control es una opción para seleccionar diferentes algoritmos de control
como algoritmo de posición, velocidad y manual. En el primer formato el valor de la
variable manipulada se calcula y se utiliza directamente en forma de posición. En el
formato de velocidad de PID, por otro lado, se calcula y utiliza el cambio en la variable
manipulada. La elección de las formas de velocidad posicionales tendrá un impacto
III. Marco metodológico
79
sobre cuestiones tales como la inicialización, choques de menor transferencia.ect... En
este estudio se utilizan los valores predeterminados del controlador.
Elección del tipo de controlador PI y PID
El controlador PI debe utilizarse en aquellos casos en los que el proceso es
suficientemente rápido como para que el efecto dinámico de la acción integral no sea
significativo. En los lazos de control de caudal por ejemplo, se emplea siempre un
controlador PI, ya que no suele admitirse error en régimen permanente y tienen una
dinámica muy rápida. La acción derivativa, además de no aportar ventaja apreciable
alguna, está prácticamente descartada, ya que los lazos de caudal suelen presentar un
ruido importante que se genera en el sensor de caudal.
El controlador PID se usa en procesos lentos con múltiples capacidades (retardos de
primer orden) en serie, la utilización de la acción integral produce una respuesta aún
más lenta con amplias oscilaciones. En este tipo de procesos el efecto estabilizador de la
acción derivativa permite elevar la ganancia proporcional del controlador,
incrementando la velocidad de respuesta sin provocar excesivas oscilaciones. Los lazos
de control de temperatura y de presión de vapor suelen pertenecer a esta categoría.
Figura III.52. Ventana de selección del tipo de controlador
Todos los datos introducidos en los controladores se han obtenido del modelo
estacionario, para partir de una buena aproximación, ya que se supone que hemos
realizado un buen ajuste en el modelo estacionario. Todos estos datos se recogen en la
tabla siguiente:
Tabla III.15. Datos de los controladores PID
Controlador FIC-Gases FIC-GN PIC-Calderín RIC-Reciclo
Tipo PI PID PID PI
PV Caudal gases Caudal
Combustible
Presión
Calderín Ratio
OP
Apertura
Válvula
50%
Apertura Válvula
49.99%
Apertura
Válvula
49.07%
Apertura
Válvula
45%
SP 146.9 kg/s 1.122 kg/s 91.63 bar 0.4283
Acción Inversa Inversa Directa Directa
3.4. Metodología de simulación
80
Kc 0.133 0.81 14.8 0.1
Ti 1.27 10-3
3.74 10-3
4.85 10-2
0.2
Td 0 8.31 10-4
1.08 10-2
0
PVmin 50 kg/s 0.01 kg/s 85 bar 0
PVmax 300 kg/s 10 kg/s 100 bar 1
OPmin 0% 0% 0% 0%
OPmax 100% 100% 100% 100%
Tabla III.16. Datos de los controladores Cascada
Controlador
Conrol Cascada-Nivel del
Calderin
Control Cascada.Temperatura del
Atemperador
LIC-
Calderín
FIC-Agua
Alim. TIC-Atemp.
FIC-Agua
Atemp.
Tipo PID PI PID PI
PV Nivel
Calderín
Caudal agua
alimentación
Temperatura de
la corriente
Caudal de agua de
atemperador
OP SP del FIC-
Calderín
Apertura
Válvula
40.03%
SP de FIC-Agua
Atemp.
Apertura Válvula
44.72%
SP 50% 33.58 kg/s 367.1 ºC 1.11 kg/s
Acción Inversa Inversa Directa Inversa
KC 10.8 0.189 1.17 0.252
Ti 0.47 4.98 10-4
1.06 10-2
0.7 10-4
Td 0.104 0 2.35 10-3
0
PVmin 20 1 200 0
PVmax 80 100 500 5
OPmin - 0 - 0
OPmin - 100 - 100
III. Marco metodológico
81
Figura III.53. Esquema de simulación dinámica de la caldera de recuperación de calor
Activación del Hysys al modo dinámico
Antes de cambiar al estado dinámico es conveniente guardar el proceso que se ha
construido hasta este momento en el estado estacionario y añadir un nuevo diagrama de
flujo con otro nombre.
Al activar al modo dinámico es posible que aparezca una ventana donde Hysys indicara
que es necesaria una serie de especificaciones y preguntara si aceptar o no los cambios
que efectuara el asistente para solucionarlo.
Figura III.54. Notificación de cambios necesarios para activar el modo dinámico
3.4. Metodología de simulación
82
Al pulsar Si, Hysys automáticamente activará las especificaciones necesarias para poder
correr la simulación, y si la respuesta es NO; la simulación en este punto no será posible
y Hysys indicaría unas pautas que harían falta especificar antes de poder simular.
Pulsando la pestaña de “Dynamics Assistant” se puede consultar también las
consideraciones que hay que cambiar para correr la simulación.
Figura III.55. Asistente dinámico, Ventana de notificación de los cambios necesarios
Presionando el botón “Make Changes” se efectuaran los cambios señalados y se podrá
iniciar el modelo en estado dinámico.
Autotuner
Es necesario activar la opción del “Autotuner” para lograr un control óptimo. El ajuste
de la ganancia del controlador KC, el tiempo integral τI, y la ganancia derivativa τd del
controlador se ha hecho antes de correr la simulación, introduciendo unos valores
iníciales que proporcionan los tutoriales de Hysys.
Tabla III.17. Recomendaciones de Hysys para Tuning
Sistema KC τI τd
Flujo 0.1 0.2 0
Nivel 2 10 0
Presión 2 2 0
Temperatura 1 20 0
Si estos valores no son adecuados, puede haber repercusiones graves en el rendimiento
del controlador, y por esta razón es importante activar la pestaña de “autotuner” y
pulsarla varias veces durante el transcurso del tiempo de la simulación para conseguir
un optimo ajuste de los parámetros del controlador.
III. Marco metodológico
83
Figura III.56. Ventana de parámetros de "Autotuner"
Se puede seguir el funcionamiento de los controladores en carátulas y igualmente se
pueden desplegar los gráficos para visualizar las variables de cada controlador al activar
el modo dinámico y observar la evolución de las variables a controlar.
Una vez trascurrido un tiempo, se alcanzara el régimen permanente y se observará que
en las caratulas se han alcanzado los valores marcados.
Figura III.57. Graficas y “Face Plate” de los controladores al alcanzar el régimen permanente
Se aprecia que no existe error en el régimen permanente, esto es debido al buen ajuste
de los controladores y que se está simulando en los puntos obtenidos en la simulación
estática, pero hay que observar si estos controladores son buenos para distintos puntos
(seguimiento de la señal) y evolucionan bien frente a las perturbaciones. Todo esto se
verá en el apartado de análisis de resultados del modelo dinámico.
84
Capítulo IV. Análisis y resultados
Capítulo IV. Análisis y resultados
85
IV. Análisis y resultados
El modelo de simulación es el núcleo de este trabajo porque se asemeja al proceso real.
Cualquier irregularidad o falta de coincidencia en él se reflejará en toda la metodología
y hay una gran posibilidad de llegar a conclusiones erróneas. Por lo tanto la validación
del modelo es el paso importante con el fin de identificar la precisión del modelo.
Se puede estimar el grado de similitud que presentan ambos sistemas, el real con el
simulado, comparando los datos de la planta real con los resultados obtenidos a partir
del modelo de simulación y realizar ensayos en el modelo dinámico introduciendo
escalones en algunas entradas del modelo para averiguar si el control implementado es
óptimo.
4.1. Validación del modelo Estático
Para ello, se realiza un análisis comparativo entre los parámetros de diseño del caso de
estudio, y como criterio de comparación se toma el error relativo entre los resultados de
la simulación y las condiciones de diseño. Esto permitirá definir la fiabilidad del
modelo para predecir y estudiar la operación de la caldera.
En la Tabla se muestra la comparación entre los resultados obtenidos al analizar varios
parámetros que son determinantes en la operación de la caldera y las condiciones de
operación estándar.
Tabla IV.1. Comparación entre los resultados reales y simulación del proceso
Prámetro Planta
real
Modelo
Hysys Error
Temperatura vapor salida atemperador previo a
SC2 ºC 367,1 367,1 0%
Caudal vapor salida sobrecalentador SCf kg/s 37,22 37,21 0,03%
Temperatura gases a la salida del quemador ºC 784,9 788,2 0,42%
Caudal gases a la salida del quemador kg/s 148,1 148 0,07%
Presión vapor a la salida del Hogar bar 91,69 91,63 0,07%
Temperatura vapor a la salida del Hogar ºC 304,6 304,6 0%
Caudal vapor a la salida del Hogar kg/s 15,96 15,96 0%
Presión gases a la salida del Hogar bar 1,025 1,025 0%
Temperatura gases a la salida del Hogar ºC 650,4 663,4 1.96%
Temperatura gases salida sobrecalentador SC1 ºC 577,4 591,6 2,4%
Temperatura vapor salida sobrecalentador SC1 ºC 387 387 0%
Caudal vapor salida sobrecalentador SC1 kg/s 36,26 36,33 0,19%
Temperatura vapor salida atemperador ºC 367,1 367,1 0%
Caudal vapor salida atemperador kg/s 37,22 37,29 0,19%
Caudal agua alimentación atemperador kg/s 0,955 0,955 0%
Temperatura gases salida sobrecalentador SC2 ºC 539,7 569 5,15%
Caudal purga evaporador kg/s 0,214 0,2239 4,42%
4.2. Validación del modelo dinámico
86
Caudal vapor a la salida del Banco Conv. kg/s 20,30 21,22 4,34%
Temperatura vapor a la salida del Banco Conv.ºC 304,6 304,6 0%
Temperatura gases a la salida del Banco Conv. ºC 358,0 396,4 9,69%
Presión vapor a la salida del Banco Conv. bar 91,690 91,63 0,07%
Temperatura gases salida economizador ºC 209,3 233,2 10,25%
En la tabla se aprecia que los errores que se cometen no sobrepasan el 10,25%, lo cual
confirma que el modelo puede ser utilizado para el modelo dinámico.
Al obtener una similitud satisfactoria entre los datos de la planta y el modelo, se puede
concluir que la simulación Hysys sirve para introducirla en el modo dinámico, y realizar
los ensayos necesarios para analizar cómo se comportará el sistema ante los cambios
introducidos.
4.2.Validación del modelo Dinámico
En la simulación dinámica, una vez alcanzado el régimen permanente, hay que analizar
los controladores instalados en el sistema, para averiguar si estos controladores
evolucionan correctamente. Para ello, se realizaran unos ensayos introduciendo saltos en
el set point que se reflejan en las graficas siguientes, donde la línea azul corresponde a
la apertura de la válvula de la variable manipulada, la línea roja representa el valor del
set point marcado y la línea verde representa la evolución de la variable a controlar
hasta alcanzar el valor del set point marcado.
En la siguiente tabla se reflejan los cambios realizados en los controladores:
Tabla. IV.2. Cambios del Set point en los controladores
Controlador SP inicial SP1 SP2
FIC-Comb. 1,122 Kg/s -0.1 Kg/s +0.2 Kg/s
FIC-GasesTG 146,9 Kg/s -15 Kg/s +15 Kg/s
PIC-Calderín 91,63 bar +9 bar -
+0.5 bar -0.5 bar
TIC-Atemp. 367,1 ºC -10 ºC +10 ºC
FIC-Atemp. 1.112 Kg/s - -
LIC-Calderín 50% -3% +3%
FIC-Agua Alim. 35,79 Kg/s - -
En las siguientes figuras se pueden ver la evolución de los controladores frente a estos
cambios realizados:
IV. Análisis y resultados
87
Figura IV.1. Gráfica de evolución del set point del controlador FIC-Comb.
Figura IV.2. Gráfica de evolución del set point del controlador FIC-GasesTG
En las graficas de evolución del set point del controlador de caudal de combustible y de
gases de escape de la turbina de gas, se observa que la sintonización de estos
controladores permite que el sistema sea capaz de seguir los cambios de caudal
instantáneamente cuando se aplica el escalón a la referencia y sin error en el régimen
permanente.
4.2. Validación del modelo dinámico
88
Figura IV.3. Gráfica de evolución del set point del controlador PIC-Calderín al aplicar un salto en
la referencia de +9 bar
En la gráfica de evolución del set point del controlador de presión en el calderín, se ve
como la señal de control se satura al aplicar un salto en la referencia de +9 bar, llegando
la abertura de la válvula al 100%, y en consecuencia aparece el error en régimen
permanente al no poder seguir la señal a la referencia.
Figura IV.4. Gráfica de evolución del set point del controlador PIC-Calderín al aplicar dos saltos
en la referencia de +0.5 y -0.5 bar
Al aplicar dos saltos más pequeños en la referencia de +0.5 bar y -0.5 bar, el controlador
sigue los cambios de caudal casi instantáneamente y sin error en régimen permanente.
IV. Análisis y resultados
89
Figura IV.5. Gráfica de evolución del set point del controlador TIC-Atemp.
Figura IV.6. Gráfica de evolución del set point del controlador FIC-Atemp.
Las dos últimas gráficas muestran la evolución del set point de los dos controladores
TIC-Atemp y FIC-Atemp, que representan un arreglo en cascada en el cual un lazo
secundario de control de retroalimentación de temperatura, mide y controla el caudal de
agua de atemperación entrante.
Al aplicar un salto de temperatura de –10ºC, el controlador maestro controla y fija el
set point del controlador esclavo incrementando el caudal de agua de atemperación en
0.958 kg/s.
Se puede deducir de los resultados de las gráficas que el controlador evoluciona bien
ante los cambios y que alcanza el régimen permanente sin error.
4.2. Validación del modelo dinámico
90
Figura IV.7. Gráfica de evolución del set point del controlador LIC-Calderín
Figura IV.8. Gráfica de evolución del set point del controlador FIC-Agua Alim.
Las dos gráficas muestran la evolución del set point de los dos controladores LIC-
Calderín y FIC-Agua Alim, que representan un control en cascada en el cual un lazo
primario de control de nivel mide y controla el caudal de agua de alimentación hacia el
calderín, manipulando el punto de referencia o valor deseado sobre el lazo de control
segundario para el caudal.
Al aplicar un salto de nivel de –5%, el controlador maestro controla y fija el set point
del controlador esclavo disminuyendo la señal de la válvula, para dejar pasar menos
caudal de agua de alimentación hacia el calderín. Es decir, la salida o resultado que
produce el controlador maestro es simplemente el set-point al que debe operar el
controlador esclavo, con el fin de mantener el líquido del calderín en el nivel deseado.
IV. Análisis y resultados
91
En Resumen, en el control en cascada el set point de la variable a controlar es fijado de
manera externa. Sin embargo, el set point del controlador esclavo es fijado por el
controlador maestro.
Generalmente, se observa en todas las graficas que los controladores evolucionan
correctamente hasta el set point marcado y hacen un buen seguimiento de la señal.
Para validar el modelo en estado dinámico, se realiza un análisis comparativo entre los
datos reales de la planta y los datos resueltos por el modelo, y como criterio de
comparación se toma el error relativo entre los resultados de la simulación al alcanzar el
régimen permanente y varios datos reales de la planta. Esto permitirá definir la
fiabilidad del modelo en estado dinámico.
Tabla IV.3. Comparación entre los datos reales y los resultados de la simulación del proceso en
Hysys.
Parámetro Fecha
Errormax 30/10/2010
16h00
27/4/2011
14h00
10/11/2012
03h00
27/11/2013
09h00
7/5/2014
13h00
Variables de entrada
Temperatura de
gases de escape
TG,ºC
538,7 541,9 546,6 538,1 544 -
Temperatura del
vapor a la salida del
atemperador de la
caldera,ºC
365,7 362,6 365,1 365,1 363 -
Temperatura del fuel
gas,ºC 29,4 39,2 29,1 27,2 33,6 -
Caudal de
combustible, Nm3/h 4894,5 4016,6 5569,2 5299,1 5536,6 -
Variables de salida
Caudal de
agua
caldera,t/h
Planta 120,9 107 142,5 143,5 128,1 13%
Hysys 121,4 114,6 128 124,9 126,5
Caudal de
vapor
vivo,t/h
Planta 122,9 108,5 149,1 149,7 134,1 14,9%
Hysys 121 116,9 130,8 127,4 130,5
Temperatura
de vapor
vivo,ºC
Planta 476,9 476,9 479,8 476,9 476,8 1,04%
Hysys 479,9 481,5 484,8 480,9 481,7
Presión de
vapor
vivo,bar
Planta 86,4 86,6 86,4 86,4 86,3 0%
Hysys 86,4 86,6 86,4 86,4 86,3
Presión en
calderín,bar
Planta 90,9 90,2 92,7 92,7 91,6 1,7%
Hysys 92,41 91,25 92,37 92,11 92,3
Temperatura
del
calderín,ºC
Planta 302,6 302,4 304,4 303,8 303,2 0,7%
Hysys 304,6 304,2 305,2 305 305,1
4.2. Validación del modelo dinámico
92
Al obtener errores menores al 14,9% en la totalidad de las variables estudiadas, se
puede deducir que el modelo es válido.
93
94
Capitulo V. Conclusiones
Capitulo V. Conclusiones
95
V. Conclusiones
La caldera de recuperación de calor 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.
La simulación de esta caldera en estado estacionario no ha supuesto ningún problema,
ya que todas las operaciones de las unidades fueron definidas y los resultados han sido
coherentes. Sin embargo, en el modo dinámico, la dificultad de controlar el nivel del
calderín con la recirculación de la corriente liquido-vapor junto a la combinación de
intercambiadores de calor y válvulas en medio del proceso, complicó el control de la
presión en el sistema. La línea de recirculación de las corrientes líquido- vapor hacia el
calderín ha sido sin duda el paso más complejo de este trabajo.
En la línea de gas no habido muchos problemas en la simulación, excepto algunos
problemas de acumulación de materia durante la simulación dinámica, y la única
solución para evitar estos problemas, ha sido el sobredimensionado de los
intercambiadores.
El resultado de la simulación de la caldera en estado estático es coherente con los datos
de diseño, y resulta satisfactorio dentro del rango de precisión esperado.
Gracias a las validaciones del modelo en estado dinámico, para comprobar que el
modelo y el control realizado son válidos, se determinó que es posible utilizarlo para la
toma de decisiones sobre cambios en los parámetros del mismo, pues se obtuvo en la
totalidad de las variables estudiadas errores menores al 14,9%.
En resumen, la simulación de la caldera de recuperación de calor en Hysys que se ha
desarrollado en este trabajo cumple el objetivo de dar una buena aproximación a la
situación real.
96
Capitulo V. Bibliografía
Capítulo VI. Bibliografía
97
VI. Bibliografía
http://support.aspentech.com, “Hysys 2004.2, Dynamic Modeling," 2005.
http://www.samson.es, “Guía para el cálculo de válvulas,” pp. 1-12, 2012.
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A. Alberto, “Formación en válvulas de control: Criterios de selección y diseños según
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