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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.


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


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


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:


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


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.


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.


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 =𝛥𝑕𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙𝛥𝑕𝑟𝑒𝑎𝑙

=𝑕2𝑠 − 𝑕1

𝑕2 − 𝑕1

𝜂𝑇𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 =𝛥𝑕𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙𝛥𝑕𝑟𝑒𝑎𝑙

=𝑕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.


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.


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:


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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.


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.


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.


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.


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.


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


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.


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:


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


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.


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


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


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


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.


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


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


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


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


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:


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


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.


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.


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


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


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.


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.


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.


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.


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


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


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.


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.


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


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.


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


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


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.


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


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


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


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


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.


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:


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.


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.


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.


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.


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


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

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98

Documents

Memoria PFC Def.pdf