Cap 4 Diseño Ciclo Combinado con GT Pro

5/9/2018 Cap 4 Dise o Ciclo Combinado con GT Pro - slidepdf.com

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CAPÍTULO 4: DISEÑO DE UNA CENTRAL DE CICLO COMBINADO

UTILIZANDO LA HERRAMIENTA “GT PRO”

4.1 INTRODUCCIÓN

En este capitulo vamos a realizar la primera parte práctica del proyecto: el diseño de una

central térmica dadas unas condiciones de operación. Para ello utilizaremos un

programa de la compañía Thermoflow: GT Pro.

GT Pro es un programa de diseño para plantas de ciclos combinados y cogenracion.

Basado en entradas de tipo termodinámicas, técnicas, geométricas y económicas este

programa realiza el balance térmico de la planta, calcula los flujos másicos, hace los

diseños preliminares de las instalaciones de la planta y muestra un análisis financiero de

la realización del proyecto.

Para facilitar el diseño de la planta, el programa da valores iniciales tanto a las entradas

termodinámicas como a las de tipo técnico. Sin embargo estas entradas no serán las

óptimas para la instalación que estamos diseñando, así que tendremos que adaptar

dichas entradas a los requisitos de nuestra instalación.

Un inconveniente que presenta el programa, es que la simulación fuera de diseño de la

planta no puede ser realizada. Esto es así ya que existe otra herramienta para simular

plantas diseñadas en GT Pro: GT Master. No disponemos de la licencia de este

programa pero tampoco no ha sido necesario por dos cosas: en primer lugar puesto que

como se comentará más adelante en las especificaciones de la planta, esta será una

central de carga base y ya que GT Pro hace los cálculos al 100% de la carga podremos

simularla tantas veces como queramos; y en segundo lugar GT Pro presenta una opción

por el cual podemos simular el ciclo al 100% de la carga incluyendo diversas opciones

de degradación de las instalaciones.



Por lo tanto en este capítulo, presentaremos lo siguiente:

Especificaciones de la planta elegidas para el estudio.

Desarrollo, por pasos, del diseño de la planta, explicando las opciones que presenta

GT Pro y justificando las seleccionadas.

Presentación de los resultados del diseño.

Efecto de las condiciones ambientales sobre el diseño de la planta.

Y por último, conclusiones a los resultados y al efecto de las condiciones

ambientales.

Adelantar que las conclusiones darán lugar a que en el siguiente capitulo mejoremos el

diseño mediante la introducción de un sistema de enfriamiento del aire de entrada a la

turbina.

4.2 ESPECIFICACIONES DE DISEÑO

Las especificaciones de diseño son:

Central de ciclo combinado de potencia neta aproximada 735 MW, bajo condiciones

I.S.O. (15 ºC, 60 % de humedad relativa y 1.013 bar de condiciones ambientes) en

configuración 2+1 (dos turbinas de gas y una turbina de vapor).

Ciclo de gas simple.

Caldera de recuperación con 3 niveles de presión.

Ciclo de vapor simple con recalentamiento intermedio acoplado a la presión

intermedia.

Como combustible se utilizara metano (PCI = 50046.71 kJ/kg).

La condensación del ciclo será con agua de río, utilizando para ello un condensador

de lazo abierto.

La localización de la planta será en los alrededores de la ciudad de Sevilla (España).

Por lo tanto necesitaremos para ello las condiciones ambientales del sitio. Para ello

acudimos al Instituto Nacional de Estadística [8] y recabamos la condiciones ambientes

temperatura y humedad anuales (no aparecía la variación de la presión anualmente,aunque es sabido que dicha variación no es tan brusca como la que presentan



temperatura y humedad) desde el año 1997 hasta el año 2003 promediados

mensualmente (son los datos que aparecían como oficiales). Con estos datos hicimos un

año de funcionamiento medio, promediando para cada mes los resultados de cada año.

A continuación presentamos las condiciones ambientales:

Temperatura ambiente media mensual (ºC):

--Mes

--

Año--

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

1997

12.1 15 18.2 20.2 20.8 23.5 26.4 27.2 25.8 21.8 15.8 12.2

1998 11.6 14.6 17.2 16.4 20.0 25.4 28.5 28.4 24.8 19.6 15.8 10.7

1999 10.4 11.4 15.6 19.2 22.3 26.2 28.2 27.8 24.2 20.4 13.7 12.2

2000 10.1 15 16.6 15.9 21.6 26.5 28.0 28.3 25.4 19.7 14.4 12.6

2001 12.1 13.6 16.8 19.0 20.9 27.0 26.6 28.2 24.7 21.3 13.8 11.5

2002 12.4 13.4 16.3 17.8 20.8 25.6 27.7 26.4 23.4 20.7 15.4 14

2003 10.7 11.6 16.4 17.3 23.2 26.9 28.6 29.9 25.7 19.8 15.6 11.9

Año

Medio 11.34 13.5 16.7 17.97 21.37 25.87 27.91 28.03 24.84 20.47 14.93 12.16

Humedades relativas medias mensuales (%):

--Mes

--Año--


1997

81 64 42 51 52 50 48 53 56 65 79 83

1998 79 70 50 58 63 51 50 53 67 57 64 60

1999 68 55 61 44 52 41 45 50 56 71 63 76

2000 68 57 54 68 61 40 42 50 51 59 73 82

2001 82 67 71 47 54 39 46 48 60 68 70 73



2002 66 64 57 45 46 44 52 63 66 74 81 61

2003 71 71 64 61 44 49 40 41 48 72 74 76

Año

Medio 73.57 64.0 57.0 44.71 46.8 44.86 46.14 51.14 57.71 66.57 72.0 73.0

Temperaturas máximas mensuales:

--Mes

--

Año--


1997

20.6 27.6 29.5 35.4 32.7 34.8 39 39.7 37.5 32.7 24.0 23.2

1998 19.6 22.6 28.8 31.6 31.5 39.0 41.2 41.2 37.4 31.7 26.0 24.5

1999 21.0 24.6 27.0 32.2 39.1 40.8 41.2 40 36.2 30.7 25.2 22

2000 19.4 25.2 29.0 26.0 36.8 38.4 40.6 41.8 39.6 33.5 24.4 20.5

2001 18.8 24.0 28.6 30.6 37.0 39.6 39.5 40.5 36.0 32.0 28.0 21

2002 21.2 23.4 30.5 33.8 35.0 38.2 40.3 38.7 34.0 31.5 27 212003 21.2 20.5 29.5 28.0 36.0 40 44.1 45.2 37.5 29.5 24.4 20.3

Máximo

histórico 21.2 27.6 30.5 35.4 39.1 40.8 41.8 45.2 39.6 33.5 28.0 24.5

Temperaturas mínimas mensuales:

--Mes

--Año--


1997

3.4 6.2 7.5 9.8 9.6 12.8 15.3 16.4 16 9.8 6.6 4.4

1998 0.3 5.7 4.6 5.3 9.7 13.6 16.6 16.5 15.4 9.5 3.0 0.6

1999 1.5 0.0 4.4 7.5 11.0 14.6 18.0 18.2 13.3 12.4 1.8 3.5

2000 0.3 3.6 5.5 6.6 11.5 12.7 16.3 16.0 12.7 9.5 5.6 3.1

2001 3.6 5.6 8.8 8.5 7.5 15.7 15.0 16.2 14.8 12.6 2.3 2.1



2002 3.0 4.4 6.0 7.1 8.7 13.8 17.6 15.8 15.3 9.6 5.6 2.2

2003 1.0 1.5 7.2 8.3 11.7 16.5 17.5 16.6 16.3 8.4 6.0 4.0

Mínima

histórica

0.3 0.0 4.4 5.3 7.5 12.7 15.0 15.8 12.7 8.4 1.8 0.6

Estos datos nos servirán para hacer un análisis paramétrico de la central para ver como

responde ante los cambios de las condiciones ambientales.

Además de estos datos, básicos para la realización de la planta, surgirán otros que serán

decisiones que tomaremos a medida que vayamos haciendo el diseño.

4.3 DISEÑO DE LA PLANTA DE CICLO COMBINADO

4.3.1 Introducción

A continuación vamos a mostrar las secciones que vamos ir siguiendo en el programa

ya que ese será el orden seguido durante la realización del diseño. Comentar que esas

secciones, que a continuación detallo, no tienen que seguir un orden prestablecidoaunque sería recomendable. También es posible regresar a cada sección para modificar

entradas para ver los efectos que estas tienen sobre la planta.

A lo largo de las secciones que se compone el programa, podemos encontrar alrededor

de 1600 entradas de datos. Afortunadamente, el programa inicializa automáticamente

todos estos datos que tenemos que suministrar de una manera razonable, por lo tanto

cualquier usuario de nivel medio no necesita editar todas las entradas; aunque si lo quese esta es buscando un diseño fino que trabaje en condiciones optimas, la fijación de

estas entradas debe estar adecuadamente justificada. Por otra parte decir que la cantidad

de entradas existentes es tan grande debido a que el programa hace un calculo de todas

las instalaciones y por tanto para que el balance térmico cuadre no serán necesarios

especificar tantos datos al programa ya que puede que lo que se este buscando sean solo

datos meramente termodinámicos.



Así que teniendo claro los datos iniciales, pasamos a lo que es el diseño en si de la

planta, para lo cual previamente en las opciones, fijamos dos para la realización de todo

el diseño:

Para la entrada de datos y los resultados fijamos las unidades en kg/s, ºC y bar para

flujos másicos, temperaturas y presiones respectivamente.

La unidad monetaria la fijamos en el dólar estadounidense ($), ya que los datos de

costes que proporciona el programa están en dólares del año 2004. Posteriormente

podría elegirse un tipo de cambio, pero a la hora de hacer la comparativa entre

tecnologías no es un factor relevante .

Una vez que hemos fijado las opciones anteriores, iremos recorriendo las distintas

secciones del programa: estas son:

New sesion (nueva sesión): Este es la primera sección que nos encontramos. En esta

se selecciona el método que se utilizara de diseño a elegir entre el clásico y el moderno,

se dan los primeros datos que reflejan el perfil general de la planta y se selecciona el

método de optimización que va seguir el programa, para coste mínimo o para máximo

rendimiento.

Start design (Inicio del diseño): En la segunda sección, fijamos el tipo de ciclo de

vapor que va a tener la planta asi como el numero de presiones que va tener la CRC.

Plant criteria (Condiciones de la planta): aquí vamos a dar al programa los datos

referentes a la ubicación de la planta, tales como las condiciones ambientales,

disponibilidad de agua, tipo de sistema de condensación que dispondrá la planta y datos

referentes a asunciones que tomaremos como datos para el diseño de sistemas en la

planta.

GT selection (Selección de la turbina de gas): En la cuarta sección pasaremos a

seleccionar la turbina de gas que vamos a utilizar, para cual dispondremos de los datos

que los fabricantes dan de las mismas. El programa tiene implementado modelos muy

diversos de una gran cantidad de turbinas pertenecientes a varias empresas, en un

amplio rango de potencias; Aun así, podemos hacer nuestro propio modelo de turbina

con los datos básicos para que esta sea tratada como una caja negra.

GT inputs (Entrada de datos de la turbina de gas): Este es una las secciones con másentrada de datos; sin embargo, la implementación de un modelo por parte del programa,



nos inicializa los datos básicos de la turbina. Además de los datos referentes a la turbina

disponemos de los datos para implementar todos los sistemas referentes a la turbina de

gas y diversas opciones de simulación.

ST-HRSG (Turbina de vapor – caldera de recuperación): En esta sección se

establecen las condiciones del vapor para cada nivel de presión, así como las

condiciones para cada proceso de vapor si estos existen, ya que el programa permite

también el diseño de centrales de cogeneración.

HRSG inputs (Entrada de datos de la caldera de recuperación de calor): En la

séptima sección se dan los datos termodinámicos y geométricos referentes a la CRC,

tales como los datos técnicos, los referentes a las emisiones y los destinados a la

transmisión de calor.

Water circuits (circuitos de agua): Aquí podemos definir todo referente a la

instalación hidráulica de la planta, tanto lo referente a la parte de la caldera de

recuperación, con todas las opciones de conexiones disponibles, condiciones del

desgasificador, instalaciones de cogeneración y los datos referentes a las bombas, entre

otros datos referentes al agua que circula por la central.

HRSG layout (Disposición de elementos de la caldera de recuperación): La octava

sección nos permite redistribuir los intercambiadores de calor que se encuentran la CRC

y que el programa inicialmente ha situado. Es una sección que requiere experiencia en

el diseño de CRC, puesto que al tratarse de un programa de optimización, este

distribuye los intercambiadores a partir del criterio de optimización elegido y quitarlo

modifica los pasos seguidos por el criterio.

Cooling system (Sistema de condensación): La décima sección nos permite dar todos

datos referentes al sistema de condensación.

ST inputs (Entrada de datos de la turbina de vapor): Aquí aparecen todos los datos

referentes a la turbina de vapor, que nos permiten definir las purgas de la turbina y

situación de las extracciones que hayamos implementado. También aparecen diversas

opciones de simulación y con respecto al sistema de calculo de la turbina de vapor.

Economics (Entrada de datos de tipo económico): En la ultima sección aparecen los

datos referentes a los costes de operación de la planta, los cuales facilitaran tras los

cálculos un informe financiero del diseño de la planta.

Por ultimo decir que el programa GT Pro dispone de dos módulos adicionales, de loscuales no disponemos licencia, que hacen mas versátil al programa. Estos son:



PEACE (Estimador de la ingeniería y construcción de la planta): Este modulo

complementa a GT Pro en los que se refiere a planos de la planta y cuantificación

detalla de los costes de la planta.

GT Master : Con este modulo podemos exportar el diseño de nuestra planta y

someterlo a simulaciones en condiciones fuera de diseño. Nuestro diseño, al ser el de

una planta que trabaja a carga constante (100%) podemos simularlo con nuestro

programa.

Una vez explicado en que consiste el programa vamos a ir recorriendo cada seccion

explicando como hemos realizado el diseño nosotros.

4.3.2 New session

La pantalla de esta sección es:



Como podemos ver en esta pantalla, la elecciones iniciales que hemos hecho son:

Setup wizard & start visual desing: Esta elección es la habitual ya que en anteriores

versiones del programa el método era mas intuitivo y menos gráfico y se da como

opción para los diseñadores de anteriores versiones.

Approximate plant output: Aquí fijamos que la potencia de la salida de la planta se va

situar por encima de los 200 MW (estamos diseñando una planta de 735 MW netos).

Esto se hace para que el programa tenga una idea la magnitud del diseño.

General plant configuration: Es donde fijamos la configuración de la planta, que para

nuestra elección es la formada por una turbina de gas, CRC y ciclo de vapor de

condensación y recalentamiento intermedio.

El criterio de diseño es para coste mínimo.

Elegimos como combustible el metano.

Como se puede ver en la pantalla podemos incluir dos opciones mas como la incluir un

ciclo con gasificación de carbón o la implementación en la planta de un sistema de

desalinización de agua, opciones desechadas.

4.3.3 Start Desing

La pantalla principal de esta sección es:



Como se puede comprobar en la imagen, aquí fijamos la configuración del ciclo de

vapor, para lo cual hemos elegido las siguientes opciones:

El número de niveles de presión que tiene la CRC serán tres.

El nivel de presión de baja alimenta exclusivamente al desgasificador. De esta forma

conseguimos que el desgasificador tenga un aporte continuo de vapor para el resto de

presiones.

El recalentamiento lo acoplamos al nivel de presión intermedia.

En la pantalla ilustrada se puede ver la configuración que llevan los flujos de vapor con

respecto a la turbina.

4.3.4 Plant criteria

Al entrar en esta sección nos encontramos con lo siguiente:



En esta sección aparecen varias sub-secciones, de las cuales la mas importante es las

referentes al lugar donde se situará la planta (Site). En dicha subsección imponemos los

siguientes datos de diseño:

Las condiciones ambientales las fijamos en condiciones ISO de diseño que son 15 ºC

de temperatura ambiente, 1.013 bar de presión ambiental y 60 % de humedad relativa,

que es lo mismo que decir 10.83 ºC de temperatura de bulbo húmedo ambiental.

Para el sistema de condensación elegimos un lazo abierto de refrigeración por agua,

tomada de una fuente a 15 ºC con un incremento máximo del agua permitido de 10 ºC.

La frecuencia eléctrica de la planta la fijamos en 50 Hz.En cuanto a si vamos a tener un sistema de cogeneración ( DH, district heating) la

opción ha sido desestimada, al estar diseñando una planta de potencia exclusivamente.

Por ultimo, en entramos en la subsección de perdidas de carga y energéticas en los

conductos de vapor ( Main steam pipping losses). Aquí lo hicimos fue estimar las

perdidas en los siguientes valores:

Perdidas de presión: 3%.



Perdidas de calor (entalpía): 2.5 kJ/kg.

Con estos datos nos acercamos más a realidad y programa puede hacer un diseño inicial

del sistema de conductos de vapor para que las iteraciones de la resolución calculen las

reales.

4.3.5 GT selection

Como se comento en la introducción de este apartado, en esta sección es donde se elige

la turbina de gas que se va utilizar en el ciclo.



Para ello disponemos de una base de datos de turbinas de gas de varios fabricantes los

cuales muestran datos que nos facilitaran la elección de la turbina de gas que

utilizaremos en el problema. Esos datos están tabulados para condiciones ISO

nominales que son:

Motor nuevo y limpio.

Combustible metano (CH4) y suministrado a 25 ºC.

Condiciones ambientales de 15 ºC, 60% de humedad relativa y al nivel del mar.

Sin perdidas de presión en la entrada ni en la salida.

Los datos que podemos encontrar son:

ID: Numero de identificación interno para el programa.

Model: Aquí aparece el nombre del constructor y el numero del modelo.

Shafts: Numero de ejes que tiene el motor.

RPM : Número de revoluciones a las que trabaja el motor.

PR: Relación entre la presión máxima y ambiental.

TIT : Temperatura de remanso a la entrada del primer rotor de la temperatura.

TET : Temperatura del escape.



Mair : Caudal másico de aire.

Kwe: Potencia en bornas de un generador eléctrico acoplado a la turbina.

H.R.: Tasa de consumo de calor de la turbina, basado en el PCI del combustible.

% LHV : rendimiento del ciclo de gas basado en la potencia en bornes del generador y

en el PCI del combustible.

MM$: Precio del motor en millones $.

Como la configuración que queríamos era una de dos turbinas de gas y una turbina de

vapor y no íbamos a tener combustión suplementaria, era esperable que

aproximadamente la potencia total de la planta se distribuyera equitativamente entre las

turbinas, por lo tanto buscábamos un motor de una potencia estimada en 245 MW

aproximadamente. Como el programa ordena por potencias y por fabricantes, al

solicitarle una clasificación previa, nos mostró la que aparece en pantalla. A raíz de

probar las distintas turbinas que aparecen en la lista nos quedamos con una General

Electric, concretamente la GE 9351 FA, que en la configuración 2+1 nos permitía tener

una planta de 738.841 MW netos. Las características de esta turbina son:

ID Model Shafts RPM PR TIT

(ºC)

TET

(ºC)

Mair

(kg/s)

Kwe H.R.

(kJ/kWh)

% LHV MM$

111 GE 9351 FA 1 3000 15.8 1327 549 628 259670 9643 37.3 39

4.3.6 GT inputs

Este es uno de los apartados mas importantes del programa ya que en el es donde

configuramos el ciclo de gas.



La pantalla principal de esta sección es:

Entre las opciones que podemos modificar en esta sección tenemos:

De nuevo podemos fijar la selección de combustible y configurar la procedencia delmismo. Lo normal es que venga de una estación de regulación y medida (ERM) a

presión controlada; para nuestro diseño esa presión es de 10 bar. Además necesitamos

un compresor para llevar el combustible a la cámara de combustión, el cual tiene que

impulsar el combustible hasta la presión que requiera la turbina.

Podemos ver que antes de entrar a la entrada del compresor aparecen los procesos de

tratamiento del aire de entrada a la turbina como son: calentamiento, enfriamiento

eléctrico, enfriamiento evaporativo y fogging (que incluye la compresión húmeda).Estos pueden activarse desde otra subsección, Inlet heating and cooling, donde



aparecerán otra pantallas para configurar sus características. Por ejemplo para el

enfriador eléctrico es:

La planta que inicialmente estamos diseñando no dispone de ningún sistema de

enfriamiento de entrada del aire de la turbina, así que no tendremos que dar ningún

datos referentes a ellos. La implantación de sistemas de enfriamiento la analizaremos en

el siguiente capítulo.

Como se puede comprobar en la pantalla, se puede contar con sistemas de inyección

de agua y vapor en la turbina pero esas opciones las descartamos.

También podemos encontrar el resumen de las perdidas de carga asociadas a los

sistemas tanto a la entrada como a la salida. La CRC tendrá una perdida de carga según

la configuración que escojamos.

Si nos movemos por las demás pestañas, encontramos una referente a ajustes del

modelo ( Model adjustment ).



Como se puede comprobar en la pantalla, los ajustes modifican el estado de la turbina.

De esta forma podríamos simular el envejecimiento de la misma con el uso. Sin

embargo al estar diseñando una ciclo nuevo ponemos los datos que reflejen una turbina

de gas nueva.

4.3.7 ST-HRSG



En esta sección, definimos los parámetros de temperatura y presión referentes a los

niveles de presión que tenemos en el ciclo de vapor, básicamente damos los datos para

configurar el ciclo de vapor a su paso por la CRC.

Las datos que aquí suministramos son:

Elegimos que la generación de vapor esté gobernada por los pinch points de la

caldera. Esto es así por que es la opción recomendada para ciclos de condensación y nos

producirá el vapor necesario para cumplir nuestras necesidades.

Los parámetros del vapor vivo (nivel de presión de alta) los fijamos en: 124 bar y

563ºC.

A la salida del cuerpo de alta conectamos el recalentamiento con la presión intermedia

teniendo unos valores finales a la entrada de la turbina de: 27.6 bar y 563ºC.

El nivel de presión de baja esta fijado en 1.5 bar, que es la presión a la que trabaja el

desgasificador.

Podíamos haber metido extracciones para procesos pero no queremos tener

cogeneración en la planta, así que esa opción queda descartada.



4.5.8 HRSG inputs

Junto con la sección GT inputs , es la otra sección importante del programa. En ella

definimos lo que es todo los datos térmicos, técnicos y geométricos que involucran a la

caldera de recuperación. La pantalla principal es:

Los datos son los siguientes:

Como pinch points y aproach points iniciales asignamos los valores de 20 ºC y 5 ºC

respectivamente para los niveles de presión intermedio alto. Para el nivel de baja lo

dejamos en 10 ºC el pinch point.

Tenemos que dar un valor al caudal de purga de cada nivel de presión (blowdown).

Este lo fijamos en 1% del flujo que pase.



La caldera la colocaremos en posición horizontal y el criterio elegido para su diseño

será para que las perdidas de carga no sobrepasen el valor establecido de máxima

perdida de carga a través de esta, fijada en 30 mbar.

La temperatura de la chimenea esta fijada en 90 ºC. A pesar de que no utilizamos un

combustible con contenido en azufre, fijamos una aproximación máxima al punto de

rocío del ácido sulfúrico en 10 ºC, por si en algún momento de su operación hubiera

que cambiarse a otro combustible, como por ejemplo gas natural, y pudiera darse la

posibilidad de que entrara azufre en la turbina. El hecho de cambiar de combustible es

tan sencillo como seleccionarlo de una lista, donde aparecen todas las características de

los combustibles. Esta lista esta disponible tanto en GT inputs como en esta

subsección, por si se desea que el combustible usado en combustión suplementaria (que

en nuestro diseño no estamos usando), sea diferente del de la turbina. La pantalla de

elección de combustible es:

En la pantalla podemos ver la gran cantidad de combustible que dispone el programa,

tanto gaseoso, liquido o sólido (para gasificación).

La otra subsección importante, es la de datos termodinámicos de la caldera

(thermodynamic desing assumptions), donde se asumen valores que el programa tendrá



como base de calculo para el diseño de la caldera. La pantalla de introducción de estos

valores es:

Básicamente, lo que hicimos en esta subsección fue fijar la circulación del agua de la

caldera en circulación natural (por eso la hemos puesto en horizontal). Además aquí

fijamos todas las perdidas de carga que se producen en los conductos de la caldera, las

cuales son necesarias para hacer los calculo de instalaciones iniciales. Decir que para

mejor compresión de lo que se esta haciendo, GT Pro muestra una pantalla en la esquina

del monitor donde se explica gráficamente en que consiste lo que se esta modificando.



4.3.9 Water circuits

Esta es la sección donde se modifica todo lo relativo a los circuitos hidráulicos de la

planta. Un esquema de los mismos se muestra a continuación:

Las modificaciones en los circuitos de agua son:

Introducimos un economizador de baja temperatura ( Low temperature economizer,

LTE ). Este nos servirá para precalentar el condensado que entra al desgasificador y para

fijar la temperatura de la chimenea. También, al ser el punto del ciclo de vapor con mas

baja temperatura, se pondrá a la entrada del LTE la entrada del agua de reposición

(makeup water ).

Los niveles de presión se distribuyen de la siguiente forma: El nivel de presión

intermedio esta seguido del nivel de alta (configuración en serie). El nivel de baja

circula en paralelo con los dos niveles anteriores. Aunque recordar que el nivel de baja



solo circula para proporcionar vapor al desgasificador, por lo tanto será esperable que su

flujo másico sea muy pequeño en comparación al de los otros niveles de presión como

posteriormente podremos comprobar.

En la parte derecha de la pantalla aparece un cuadradito que puede señalarse ( Allow

pegging). Éste activa la existencia de una fuente interna o externa de la planta que

permita mantener al desgasificador en los valores fijados. En nuestro caso no será

necesario ya que hemos destinado todo el nivel de baja mantener el desgasificador en

los niveles deseados.

Por ultimo decir que podemos hacer modificaciones en lo que se refiere a las bombas

que vayan ser utilizadas en la instalación, para lo cual existe una subsección que nos

ayuda a modificarlas. En este caso, hemos decidido que la selección óptima de bombas

la haga el programa.

4.3.10 HRSG layout

Esta fue la única sección del programa que no modificamos, puesto que aquí se pueden

recolocar las posiciones de los intercambiadores dentro de la caldera de recuperación,

que previamente han sido recolocados por el programa en el proceso de optimización.

Como se puede comprobar en la pantalla mostrada, la caldera de recuperación esta

divida en cuadrículas, correspondientes a intersecciones entre zonas y caminos ( pathsand zones). Podemos pinchar con el ratón en un intercambiador y moverlo a otra



posición. El peligro se encuentra en que también tendríamos que modificar las

temperaturas de entrada y salida de los intercambiadores, lo cual nos podría llevar a un

fallo que GT Pro resolvería remodificando nuestro diseño.

4.3.11 Cooling system

Esta es la sección donde modificamos todo lo relacionado con el sistema de

condensación. Recordar que ya al principio del diseño se eligió un sistema de

condensación de por lazo abierto. Esquemáticamente se puede ver en la pantalla

principal de esta sección:

Las opciones que aquí se modifican son:



La presión de condensación la fijamos en 0.0689 bar, siendo por tanto la temperatura

de saturación 38.74 ºC.

El agua de refrigeración la calentamos hasta el máximo incremento permitido que es

10 ºC. Por lo tanto, el agua sale del condensador a 25 ºC, al tener el reservorio de agua

externa 15 ºC.

El aproach point fijado se encuentra en 13.74 ºC, valor que nos recomendaba el GT

Pro.

Por ultimo decir, que al igual que con los circuitos de agua, podemos modificar las

características de las bombas que se van a utilizar en el sistema de condensación.

4.3.12 ST inputs

Es aquí donde termina el diseño termodinámico y técnico del ciclo (si no lleva ninguna

de modificación de tipo gasificación o desalinización). La pantalla principal que nos

encontramos es:

Como se pude comprobar en la pantalla, las definiciones de las entradas y salidas de laturbina de vapor ya vienen definidas de apartados anteriores. Por lo tanto aquí solo nos



centraremos en hacer un ajuste termodinámico del modelo en el apartado

thermodynamic desing assumption, que son las que están marcadas en la pantalla. Las

impuestas por mi fueron:

Expansión por escalonamiento de relación 1.35.

Caídas de presión en la válvula de seguridad fijadas en un 2%.

Además podemos ver las modificaciones que se le hace a la caldera en lo que se refiere

a carcasa, fugas y su generador asociado.

4.5.13 Economics

Ya que queremos también un análisis financiero del proyecto, necesitamos la

introducción de diversos factores de tipo económico. La pantalla en la cual podemos

modificarlo es:

Todos lo valores ahí mostrados se introducen para tener el análisis económico, tanto dela inversión, como de la economía a lo largo de los años de operación de la planta.



Concretamente nosotros hemos diseñado la planta para que empiece a funcionar en

2006 y se mantenga en funcionamiento hasta el 2006, con una media anual de horas de

funcionamiento, a grado de carga del 100%, de 8100 horas. Además dejamos los

valores de los precios de electricidad, calor y combustible que por defecto trae el

programa, los cuales con el paso del tiempo irán aumentando con la tasa de inflación

anual, la cual esta fijada en un 4.5%. Estos valores que hemos tomado se consideran

trasladables al mercado eléctrico español.

4.4 RESULTADOS

4.4.1 Introducción

A continuación mostraremos los resultados térmicos y económicos que hemos obtenido

tras hacer el balance térmico a la planta que hemos diseñado. Tras haber realizado una

serie de iteraciones para ajustar convenientemente los resultados, éstos estarán divididos

en las siguientes partes:

Resultados de la planta.

Resultados del ciclo de gas.

Resultados de la caldera de recuperación.

Resultados del ciclo de vapor.

Resultados económicos del diseño.

Seguidamente pasaremos a simular la planta, para ver cual es su respuesta al cambio de

las condiciones ambientales. El proceso será el siguiente:

Respuesta de la planta al cambio de temperatura, humedad relativa y presión

ambiente.

Respuesta de planta a lo largo de un año medio.

4.4.2 Resultados de la planta

La planta de producción de potencia eléctrica que hemos diseñado es un ciclocombinado, de tres niveles de presión y un recalentamiento intermedio acoplado al nivel



intermedio de presión, que integra dos turbinas de gas, modelo GE 9351 FA (modelo

111 en el GT Pro), una turbina de vapor (modelo 7.3 de GT Pro) y un caldera de

recuperación horizontal. Las condiciones para cuales ha sido diseñada han sido las

condiciones ISO, en cuanto a condiciones ambientales se refiere, de: 15 ºC de

temperatura seca ambiental, 60 % de humedad relativa ambiental y 1.013 mbar de

presión ambiental. El combustible suministrado el metano, tomado a 25 º y 10 bar de

presión. Para la condensación del ciclo de vapor se utiliza agua 15 ºC. Se estima en 20

años el tiempo de operación. Los esquemas de la planta son:



En este esquema podemos ver las condiciones operativas de las principales corrientes de

la planta, así como el balance de potencias, de manera que a primera vista tengamos un

análisis de la planta.

Si nos queremos mas centrar en lo que es el análisis punto a punto de la planta, en la

siguiente pantalla se puede analizar cuales son los valores termodinámicos de las

corrientes, así como los balance térmicos:

Esta nueva imagen, mas detallada que la anterior, nos principalmente, las distribuciónde intercambiadores en la caldera de recuperación, así como las condiciones térmicas,



en cada uno de los puntos de esta. Aparece también el condensador, con sus condiciones

operativas, cuya salida (FW) va a parar al economizador de baja temperatura (LTE), el

cual lleva el condensado precalentado al desgasificador, del cual podemos también ver

sus condiciones operativas. Por ultimo mencionar de esta imagen, que también podemos

ver el aporte de combustible a la planta a través del compresor que lleva el combustible

hasta las cámaras de combustión de las turbinas de gas (que a pesar de aparecer una

sola, realmente hay dos).

Resumiendo, los resultados de la planta son los siguientes:

Potencia bruta de las turbinas de gas: 507.035 MW.

Potencia bruta de la turbina de vapor: 253.176 MW.

Potencia bruta de la planta: 760.205 MW.

Potencia neta de la planta: 738.841 MW.

Tasa de consumo de calor bruta de las turbinas de gas: 9769 kJ/kW·h.

Tasa de consumo de calor bruta de la planta: 6516 kJ/kW·h.

Tasa de consumo de calor neta de la planta: 6704 kJ/kW·h.

Rendimiento neto de la planta, basado en el PCI del combustible: 53.70 %.

Consumo de auxiliares: 17563 kW.

Perdidas en transformadores: 3801 kW.

Perdidas totales por auxiliares y transformadores: 21364 kW.

Coste total del proyecto: 227161 k$ (307.5 $ / kW neto). Este valor tiene en cuenta

los costes de operación y de inversión

4.4.3 Resultados del ciclo de gas

Nuestras turbinas de gas se encuentran funcionando al 100% de su capacidad. Las

características de la misma bajo las condiciones de diseño son:

ID Modelo Ejes RPM Relación

de

expansión

TIT

(ºC)

TET

(ºC)

Mair

(kg/s)

kWe Consumo

de calor

(kJ/kWh)

ηcg

% PCI

bruto

Coste

(M$)

111 GE 9351 FA 1 3000 15.8 1326 605 642 253518 9769 36.85 39



Al ciclo de gas se le hace un aporte energético (por turbina de gas), desglosado, como

sigue:

Calor sensible del aire de entrada: 9758 kW.

Calor latente del aire de entrada: 10131 kW.

Energía del combustible: 768216 kW, siendo la relación entre la energía aportada a

PCS y la energía aportada a PCI 1.1096.

Energía total de entrada: 788105 kW.

Del ciclo sale una energía (por turbina de gas), desglosada, como sigue:

Potencia eléctrica neta: 253518 kW.

Potencia consumida por el compresor: 243021 kW.

Calor sensible del escape: 439247 kW.

Calor latente del escape: 87363 kW.

Perdidas mecánicas: 1590 kW (Rendimiento mecánico del 99.39 %).

Perdidas de alternadores: 3599 kW (Rendimiento del generador del 98.6%).

Perdidas de auxiliares: 2070 kW.

Energía total de salida: 787387 kW.

El error producido por el programa en los ajustes ha sido del 0.0912 %.

Finalmente aportar que:

El compresor de combustible consume 3153 kWe, para suministrar al ciclo el

combustible a 89.9 ºC y a una presión de 26.42 bar.

Perdidas de carga a las entradas de las turbinas de gas 10 mbar.

Perdidas de carga a las salidas de las turbinas de gas: 35 mbar (tenemos una caldera

de recuperación a la salida).



4.4.4 Resultados de la caldera de recuperación

El programa ha calculado que debemos utilizar una caldera de recuperación por cada

grupo de turbina de gas, es decir que disponemos de dos calderas de recuperación. Estas

se encuentran funcionando con un rendimiento térmico del 77.42 %.

El diagrama T - %Q de las calderas son:



El resto de resultados de las calderas de recuperación son:

Los pinch points y aproach points, se mantienen tal y como se preestablecieron (20ºC

y 5ºC respectivamente), a excepción del pinch point del nivel de presión intermedia que

tuvo que ser subido durante las iteraciones hasta 67.4 ºC.

Las perdidas de carga a lo largo de la caldera de recuperación son de 30 mbar. Éstas

son debidas a la disposición de tubos e intercambiadores. Esta disponible el inventario

de instalaciones que se utilizan en la caldera y se muestran en una pantalla como esta:



Resumiendo las instalaciones principales por CRC utilizada:

X Equipo

X

Magnitud X

Economizadores

Evaporadores

Recalentadores

y

Evaporadores

Total

Q (kW) 102432 121639 107993 332063

U·A (kW/K) 2189 2312 1380 5881

A (m2) 45937 53137 37875 136869

Coste (k$) 2603 3014 3431 9048

El área frontal de caldera es de 165.3 m2. La longitud de cada una es de 18.23 m y el

ancho 9.07 m.

El flujo de gases en la caldera es de 3.965 kg/s·m2. La composición de los gases que

circula en tanto por ciento molar es de un 74.42% de nitrógeno, un 12.55% de oxigeno,

un 3.739% de dióxido de carbono, un 9.393% de agua y un 0.8963% de argón. Decir

que GT Pro supone que la combustión es completa y todo el carbono se oxida a dióxido

de carbono. Algunas turbinas disponen de un modelo de combustión que permite

reflejar la combustión real con muy buena aproximación; en el caso de nuestra turbina

no es posible reflejar tal proceso.

Las bombas que se utilizan en la caldera de recuperación tienen los siguientes

consumos: 4751 kWe en el nivel de presión de alta, 1447 kWe en el nivel de presión

intermedia y el condensado llega al primer nivel de presión con una bomba de consumo

149.6 kWe.



4.4.5 Resultados del ciclo de vapor

Para el ciclo de vapor se ha utilizado una turbina de vapor, que el programa ha

clasificado internamente según el modelo tipo 7, subtipo 3. La turbina de vapor esta

divida en dos cuerpos: uno de alta presión y otra de intermedia. El esquema de los

cuerpos es el siguiente:



El nivel de presión de alta entra en el cuerpo de alta, en el cual el vapor se expande, y

luego pasa a mezclarse con la corriente de nivel de presiona intermedia, la cual se

recalienta y entra en el cuerpo de presión intermedia.

Podemos ver en el diagrama h-s la línea de expansión de vapora través de la turbina de

vapor:



Los otros resultados que el programa nos suministra del ciclo de vapor son:

Potencia bruta de la turbina de vapor: 253170 kW.

Rendimiento neto: 29.51%

La potencia de las bombas es de 6194 kW.

El consumo de auxiliares es de 1351 kW.Tenemos un solo cuerpo de turbina de vapor dividido en dos grupos, ambos grupos

tienen 10 escalonamientos. La potencia bruta que desarrolla la turbina es de 257991

kW. Las perdidas mecánicas ascienden a 692 kW. Las perdidas en el alternador son

4129.5 kW. El consumo de auxiliares es de 1350.8 kW.

La condensación del vapor se produce a 0.0689 bar a la que corresponde una

temperatura de 38.74 ºC, para lo cual se ha utilizado un condensador de lazo abierto de

un solo paso. Al agua de refrigeración se le ha aplicado un coeficiente de limpieza del



80 %, para lo cual ha resultado una superficie de intercambio de 6824 m 2 y un

coeficiente U·A de 22241 kW/K.

4.4.6 Resultados económicos

Bajo las condiciones de diseño descritas, la planta ofrece el siguiente resumen de datos

económicos.

Energía anual exportada: 5985·106 kWh.

Energía importada para el funcionamiento de la planta (basada en PCI del

combustible): 40121·109 kJ.

Inversión total del proyecto: 227161 k$ (307.5 $/kW).

Inversión inicial: 68148 k$.

ROI: 40.71%.

VAN: 502660 k$.

Tasa de inflación anual usada: 4.5 %, idéntica para cada uno de los 20 años. Afecta a

los precios del combustible, electricidad y vapor. Los precios al principio y al final del

periodo de diseño se sitúan en 0.05 y 0.1154 $/kW·h, 3.791 y 8.750 $/GJ (basados en el

PCI), y 4.739 y 10.938 $/GJ para electricidad, combustible y vapor respectivamente.

Decir que estos precios son los que trae el programa por defecto, los cuales no

supondrán un inconveniente a la hora de hacer la comparativa entre las tecnologías de

enfriamiento.

4.4.7 Respuesta de la planta a cambio de temperatura, humedad relativa y presión

ambiental

Una vez que tenemos el diseño concluido, podemos simular nuestra planta en GT pro.

En este apartado hemos sometido a la planta a cambios de las condiciones ambientales

para ver cual es su respuesta en potencia neta, rendimientos de turbinas de gas (brutos) y

del ciclo de combinado (neto) y en el coste por kW de la inversión. Para ello, hemos

hecho un estudio paramétrico de cada magnitud ambiental, dejando las otras constantes

en valores ISO (15 ºC, 60 % y 1 bar de temperatura seca, humedad relativa y presión

respectivamente).



4.4.7.1 Respuesta de la planta en función de la temperatura seca ambiente

Podemos observar en esta gráfica como la potencia neta de la planta decrece de una

manera aproximadamente lineal y con una pendiente aproximada de -3.406 MW/ºC, lo

cual supone unas perdidas de potencia neta para unas condiciones ambientales de

funcionamiento estándar (25 ºC y 1 atm) de 4.54 %.

Por lo tanto, tan solo a la vista de esta primera gráfica ya podemos ver como se hace

necesario la introducción de mejoras para que evitar esta caída de potencia.

Esta caída de temperatura no solo afecta a la potencia, sino también al rendimiento de

las turbinas de gas como podemos comprobar en la siguiente gráfica:



Podemos comprobar que el rendimiento de la turbina se ve fuertemente afectado a partir

de los 10ºC, donde empieza a caer exponencialmente. En la siguiente gráfica vemos el

rendimiento del ciclo combinado:



El rendimiento del ciclo combinado crece decido a que a medida que la temperatura

ambiente sube, la temperatura del escape de la turbina se hace mayor y por tanto se

produce más vapor. Sin embargo llega un momento en que la caída del rendimiento del

ciclo de gas es tan importante que hace que el rendimiento del ciclo combiando tenga un

valor máximo en torno a los 25 ºC.

Por último podemos ver en la siguiente el efecto de la temperatura sobre los costes, el

cual sigue una tendencia ascendente de forma exponencial:

En esta última gráfica podemos ver que no solo tenemos perdidas de potencia debido alas condiciones ambientales, sino que los costes aumentan. Además ese aumento es

importante y por tanto una razón más para tratar de solventa el problema de las

condiciones ambientales.



4.4.7.2 Respuesta de la planta en función de la humedad relativa ambiente

La humedad es un factor que influye de manera parecida a la temperatura pero en menor

medida, como podemos ver en las siguientes gráficas.





4.4.7.3 Respuesta de la planta en función de la presión ambiental

Como podemos comprobar en las siguientes gráficas, la presión es una condición

ambiental que al igual que la temperatura, afecta considerablemente a la potencia y

rendimientos.

Sin embargo, lo normal es que una vez ubicada la planta, la presión no vaya oscilar

entre valores muy grandes, siendo por tanto la influencia de ésta mucho menor que la de

la temperatura.

A continuación mostramos las influencias que presenta las condiciones de presión

ambiental sobre los parámetros que estamos analizando:





4.4.8 Respuesta de la planta a lo largo de un año a partir de datos medios

mensuales



En la gráfica anterior podemos ver como la potencia va a cambiar a lo largo de todo el

año. Los meses más críticos serán los de verano, donde se alcanzaran los menores

valores de potencia.

A la vista de la grafica, la potencia solo se encuentra por encima de su valor nominal

durante tres meses y medio al año, siendo además valores muy cercanos al valor

nominal de la potencia. Por lo tanto esto implica estar trabajando durante ocho meses y

medio al año en sobre carga, si no ponemos remedio a la caída de potencia.

En la siguiente gráfica podemos ver cual es el grado de carga con el que la planta

trabaja anualmente. Como se podrá comprobar, el grado de carga medio anual es

superior es de 102.2 %, lo cual implicaría estar casi todo el año trabajando bajo

condiciones de sobrecarga.



En las siguientes gráficas, podemos ver los rendimientos del ciclo combinado y del de

gas a lo largo de todo el año, Para el ciclo de gas, el peor mes es el de agosto, debido al

efecto de la temperatura, todo lo contrario para el rendimiento del el ciclo combinado.



Por último vemos los costes a lo largo del año:



4.5 CONCLUSIONES

Una vez que habíamos realizado el diseño de la planta, en el cual perseguíamos

conseguir una potencia determinada para establecerla como punto de funcionamiento

para una central de carga base, pasamos a la simulación, la cual nos mostró unos

resultados mostraban la influencia que las condiciones ambientales iban a tener.

Es una realidad que el diseño de la planta es mejorable, tanto desde el punto

termodinámico como del económico. Sin embargo, mejoras en las distintas partes de la

planta no van a solventar las caídas de potencia que se producen debidas a las

condiciones ambientales.

Tampoco sería razonable, como se vio en el capítulo 3, cambiar el modelo de la turbina

y colocar otra de mayor potencia, ya que, por una parte es una realidad que durante los

meses de invierno la producción de potencia eléctrica crecería y si la función de nuestra

planta es trabajar a la carga predeterminada, tendríamos que estar mas tiempo

trabajando a carga parcial; y por otra parte no necesitamos una subida de potencia

extraordinaria y como sabemos para pequeñas potencias, el coste por MW adicional

seria muy caro.

Por ello vamos a pasar a comprobar la validez de la introducción de un sistema de

enfriamiento de la entrada del aire a la turbina de gas. Haremos una comparación de los

distintos sistemas y encontraremos el óptimo capaz de solucionar la caída de potencia

que acompaña al cambio de las condiciones ambientales.

Documents

Cap 4 Diseño Ciclo Combinado con GT Pro