LA MAQUINA DE CORRIENTE CONTINUA OPERANDO COMO GENERADOR.docx
CAPÍTULO 3 METODOLOGÍA - Servidor de la Biblioteca de...
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CAPÍTULO 3 METODOLOGÍA
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CAPÍTULO 3
METODOLOGÍA
Capítulo 3. Metodología
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TABLA DE CONTENIDOS
1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................. 3
2. DESCRIPCIÓN DE LA CENTRAL .................................................................................... 3
3. DATOS DE ENTRADA ........................................................................................................ 7
4. DESCRIPCIÓN DEL MODELO ......................................................................................... 8
4.1. CAMPO DE HELIOSTATOS ........................................................................................................ 9 4.2. RECEPTOR SOLAR Y CAVIDAD ............................................................................................... 15 4.3. CALDERÍN ............................................................................................................................. 18 4.4. CALDERA DE GAS .................................................................................................................. 21 4.5. ALMACENAMIENTO TÉRMICO ............................................................................................... 22 4.6. CALDERA DE FUELGAS O SOBRECALENTADOR ...................................................................... 24 4.7. ECONOMIZADOR ................................................................................................................... 26 4.8. CICLO DE POTENCIA .............................................................................................................. 27
5. DESCRIPCIÓN DE HERRAMIENTAS ........................................................................... 32
5.1. WINDELSOL .................................................................................................................. 32 5.2. EES ............................................................................................................................... 36 5.3. SIMULINK (MATLAB) .................................................................................................... 37
REFERENCIAS ............................................................................................................................ 38
Capítulo 3. Metodología
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1. INTRODUCCIÓN
En este capítulo se describe el funcionamiento de la central así como el modelo
desarrollado para lo que será necesario describir los datos que constituyen la
entrada al modelo, la descripción de los diferentes componentes así como las
herramientas empleadas.
2. DESCRIPCIÓN DE LA CENTRAL
La central objeto de estudio consiste en una planta Solar TermoEléctrica (STE) de
Receptor Central de 20 MWe que emplea agua-vapor como fluido de trabajo. Se
trata de una central híbrida solar-fuelgas donde la caldera de fuelgas se emplaza
en serie con el campo solar (Figura 1)
Figura 1. Esquema general de la central
(a) Campo heliostatos, torre y receptor (b) Caldera de gas (c) Sist. Almacenamiento
(d) Caldera fuelgas (e) Turbina de vapor (f) Bomba de condensado
La central se compone de los siguientes elementos:
Campo de heliostatos
Receptor solar
Calderín
Caldera de gas
Almacenamiento térmico
Caldera de fuelgas y sobrecalentador
Economizador
Ciclo de potencia
(a)
(c)
(d)
(f)
(b) (e)
Capítulo 3. Metodología
4
La siguiente figura muestra un esquema conceptual de la central donde se observa
la ubicación de los diferentes elementos.
S
SOBRECALENTADOR
ALMACENAMIENTO
RECEPTOR
SOLARCALDERA
AUXILIAR
ECONOMIZADOR
PRECALENTADOR 1 PRECALENTADOR 3
DESAIREADOR 2
BOMBA 1BOMBA 2
CONDENSADOR
Figura 2. Esquema conceptual de la central
La descripción básica del ciclo es la siguiente: la energía térmica absorbida en el
receptor solar se emplea en la evaporación del líquido saturado almacenado en el
calderín. Así, el vapor saturado producido se envía, en su totalidad o parcialmente,
al sistema de sobrecalentamiento formado por una caldera de vapor que emplea
fuelgas como combustible. La fracción de vapor que no sobrecalienta será
almacenada en un acumulador de vapor para su uso diferido. El vapor vivo
producido en el sobrecalentador cederá su energía térmica en la turbina donde será
transformada en energía mecánica y finalmente en energía eléctrica.
El vapor de salida de la turbina se condensa mediante el sistema de refrigeración.
El líquido de salida del condensador se bombea hasta el precalentador de baja
presión (Precalentador 3) tras el cual pasa al desaireador y posteriormente al
precalentador de alta presión (Precalentador 1), obteniendo el aporte térmico en
estos tres elementos a partir de las extracciones correspondientes en la turbina tal
como se muestra en la Figura 2. Finalmente, antes de que el agua retorne al
calderín, se realiza la recuperación de la energía residual en los gases de
combustión procedente de la caldera de fuelgas mediante un economizador.
Capítulo 3. Metodología
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El modo de operación de la central se muestra mediante el diagrama de flujo del
proceso (Figura 3). La central operará en modo solar cuando la DNI sea superior a
un valor mínimo de radiación, denominado mínimo técnico. Este valor se fija en
300 W/m2, de este modo se asegura que el flujo de calor incidente sobre el
receptor es suficiente para operar a mínimo técnico de la turbina. En este caso se
generará vapor saturado en el receptor solar. A partir de aquí existen diferentes
posibilidades, si la DNI es menor o igual al valor nominal (850 W/m2 en este
caso) este vapor saturado se llevará a las condiciones de vapor vivo en el
sobrecalentador, empleando la caldera de fuelgas para proporcionar la energía
térmica necesaria. En caso de que la DNI sea igual a la DNI nominal, el ciclo de
potencia estará operando a plena carga y en aquellos casos que sea inferior, pero
siempre superior al mínimo técnico, se encontrará en operación a carga parcial.
Por otro lado si el valor de DNI es superior al nominal existirá un excedente de
vapor saturado que será enviado al sistema de almacenamiento siempre que la
capacidad del mismo no se haya saturado, en caso contrario el excedente de vapor
será rechazado, constituyendo una pérdida de energía.
En caso de que la radiación sea insuficiente o nula, la central dispone de dos
modos de operación alternativos al modo solar. En primer lugar se estudiará si
existe energía suficiente para producir vapor saturado desde el sistema de
almacenamiento, en caso afirmativo se procederá a su descarga. El régimen de
carga de la turbina en este caso será a mínima carga. En cambio, si no se dispone
de energía suficiente acumulada o esta se agota, será el sistema de apoyo de gas
natural el que se encargue de suministrar el vapor saturado siempre que el
transitorio no sea superior a 25 minutos. En cuyo caso se producirá la parada de la
turbina hasta que nuevamente se den las condiciones favorables a la operación de
la central.
Capítulo 3. Metodología
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Figura 3. Diagrama de flujo de operación de la central
RADIACIÓN
DNI>DNIMI
N
Receptor solar Caldera de gas
Caldera
Fuelgas
Vdisp,alm>
0
Energía
Rechazada
Almacenamiento
Valm>V
Sobrecalentador
FUELGAS
Ciclo de
potencia
GENERACIÓN
ELECTRICIDAD
Si
No Δt<2
5’
Si
PARADA
TURBIN
A
No
DNI>DNINO
M
No
Si
Carga
almacenamient
o
Almacenamiento
No
Si
Si No
Capítulo 3. Metodología
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3. DATOS DE ENTRADA
Recurso solar del emplazamiento seleccionado
Los valores de irradiancia se han tomado en base al año tipo para la localidad de
Sevilla desarrollado por el Grupo de Termodinámica y Energías Renovables
(GTER) [1]. Para este emplazamiento la irradiación directa normal se aproxima a
los 2070 kWh/m2 anuales, cuya distribución mensual se representa en la siguiente
figura:
Figura 4. Distribución mensual de irradiación directa normal
Fuelgas
Por cuestiones de disponibilidad geográfica, precio y facilidad para la gasificación
se tomarán los restos de poda como biomasa a emplear para la gasificación. El
Poder Calorífico Inferior (PCI) del fuelgas obtenido a partir de los restos de poda
se estima en 16916 kJ/kg.
Las cuestiones relativas al proceso de recogida, pretratamiento y gasificación de la
biomasa queda fuera del alcance del presente trabajo, considerando dentro de los
límites del sistema la caldera de combustión del fuelgas.
0
50
100
150
200
250
300
Rad
iaci
ón
dir
ect
aa n
orm
al /
kW
h/m
2
Capítulo 3. Metodología
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4. DESCRIPCIÓN DEL MODELO
En la siguiente figura se muestra un esquema del proceso de modelado de la
central.
Figura 5. Esquema del proceso de modelado
El corazón del modelo se realiza en Simulink. Aquí se modelan todos los
elementos que componen la central y su interconexión, de manera que dadas las
entradas (radiación incidente y suministro de fuelgas) se obtengan los resultados
de generación eléctrica anual. El paso empleado en la simulación anual es de
cinco minutos.
En el caso del campo solar y el ciclo de potencia es necesario realizar su diseño
previo. Para la optimización del campo solar se emplea WinDelsol 1.0 y el cálculo
del ciclo de potencia se realiza mediante EES. Ambos softwares y el proceso de
diseño se describe en los apartados posteriores correspondientes.
A continuación se detalla el modelo de cada uno de los componentes de la
instalación.
Fuelgas
Resultados
operación anual
Año
meteorológico
tipo
WINDELSOL
DISEÑO CAMPO
SOLAR
EES
DISEÑO CICLO
DE POTENCIA
SIMULINK
MODELADO DE PRODUCCIÓN DE LA
CENTRAL
Capítulo 3. Metodología
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4.1.Campo de heliostatos
El campo de heliostatos es un elemento clave en el diseño de la central, la
principal razón radica en que se trata del subsistema con mayor peso sobre el
coste total de la instalación, alcanzando el 36% [2].
La optimización del campo solar se realiza empleando el software WinDelsol,
desarrollado por AICIA, CIEMAT y SOLUCAR. WinDelsol 1.0 [3] está basado
en DELSOL3 [4], código elaborado por Sandia National Labs manteniendo el
mismo esquema y código de trabajo, pero con una serie de características
adicionales que lo hacen más fácil de manejar e interpretar.
WinDelsol realiza el cálculo del campo de heliostatos óptimo determinando el
diseño que proporciona un menor Coste Normalizado de la Energía (Levelized
Energy Cost, LEC). El LEC se define como el valor, en euros actuales, que habría
que asignar a cada unidad de energía producida por una central a lo largo de su
vida útil para igualar los costes totales incurridos durante dicho periodo,
expresados también en euros actuales. El LEC se expresa en €/kWh y su cálculo
se realiza a través de la siguiente expresión:
∑ (
⁄ )
∑
Donde
N, años de vida útil de la central
Ci, costes totales incurridos durante el año i
Ei, energía bruta generada durante el año i
d, tasa de descuento o actualización nominal
Para determinar el campo de heliostatos óptimo, se realiza una serie de
iteraciones en Windelsol en función de la altura de la torre y el área del receptor.
Los principales resultados obtenidos una vez establecido el diseño óptimo son:
distribución de heliostatos en el campo solar, rendimiento óptico, área del
receptor, distribución del flujo de calor en el receptor, altura de la torre y costes de
la central asociados a la parte solar.
Capítulo 3. Metodología
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El apartado 4 del presente capítulo recoge una descripción detallada del
procedimiento de trabajo de WinDelsol.
A continuación se describen las características del campo solar, es decir, los datos
que formarán parte de la carta de entrada de WinDelsol. Antes de entrar en ellos,
para completar la carta de entrada, además de los datos técnicos del campo solar
serán necesarios datos sobre:
El receptor (tipo, orientación, limitación de flujo máximo, etc.)
Costes de componentes y variables económicas
Los datos referentes al receptor se enumeran en el siguiente apartado, donde se
describe ampliamente el modelo empleado para el mismo.
Por otro lado, los costes de los componentes y las variables económicas se utilizan
para calcular el valor de los costes actualizados. A partir de ambos resultados se
calcula el valor del LEC asociado al campo solar. Este valor de LEC, obtenido
mediante WinDelsol, no constituye el coste real de la energía generada mediante
la central de 20 MW modelada en el presente trabajo. Esto se debe, en primer
lugar, a que la estimación de la energía generada no se realiza a partir de un ciclo
Rankine con vapor sobrecalentado y, en segundo lugar, los costes no engloban
aquellos asociados a la caldera de fuel gas. Por tanto, el valor obtenido para el
LEC podrá emplearse para realizar comparaciones cualitativas pero no
cuantitativas.
A continuación se especifican las características del campo solar en cuestión.
Los aspectos básicos de la planta son:
Latitud: 37.37º
Longitud: -6.01º
Altitud: 0.075 m
Punto de diseño: 21 de Junio 12:00h (día 172)
Irradiancia de diseño: 850 W/m2
El esquema de la Figura 6 representa un campo circular con la torre ubicada en el
punto “T”, este esquema también es válido para campos tipo norte sin más que
limitar el ángulo de apertura azimutal desde el Norte. En este caso se modela un
campo tipo norte con un ángulo máximo de apertura azimutal de 82.5º.
Capítulo 3. Metodología
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El número de divisiones azimutales y radiales alrededor de la torre es de 12 en
ambos casos. La división en zonas del campo solar se realiza para calcular en
primer lugar la distribución de densidades heliostatos necesaria, y finalmente las
posiciones concretas de cada uno de ellos.
Otro parámetro importante a la hora de definir el campo de heliostatos es la
compactación del mismo, es decir, los valores máximo y mínimo del radio del
campo solar. Este valor se especifica en función de la altura de la torre (THT),
siendo en el presente caso de 0.75 y 7.5 veces la altura de la torre para el radio
mínimo (RADMIN) y máximo (RADMAX) respectivamente.
Figura 6. Esquema de divisiones del campo solar
Los heliostatos empleados en el modelo corresponden al tipo Sanlúcar 120 [5].
Las dimensiones de estos heliostatos son de 12.9 m de ancho y 9.57 m de alto. Del
total de la superficie, la fracción de espejo correspondiente es del 98.36%, con lo
cual el área efectiva de un heliostato será de 121.43 m2. Cada heliostato se
compone de 28 facetas curvadas esféricamente, dispuestas en 7 filas y 4
columnas. En la Figura 7 se representa un ejemplo con 3 filas y 2 columnas, y se
muestra el nombre que estas variables adoptan en WinDelsol.
Capítulo 3. Metodología
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Figura 7. Definición del helióstato
De un modo general, la reflectividad especular nominal de los espejos empleados
en aplicaciones termosolares está en el entorno del 95% [6], valor que se verá
reducido con el paso del tiempo por diferentes factores como son la degradación
ambiental y el ensuciamiento, este último variará en función de la estrategia de
limpieza seguida en la operación de la planta. Otro factor que afecta a la
reflectividad son las pérdidas por transmisión a través de la estructura. Por estos
motivos se considera una reducción de 5 puntos porcentuales respecto al valor
nominal, considerando finalmente el 90% como reflectividad especular media
anual.
El error óptico en rayo incidente de los heliostatos considerados es [5]:
Desv. Estándar del error en el seguimiento (σTrk): 1.3 mrad
Desv. Estándar del error de pendiente (σopt): 2.6 mrad
El valor del error total para el campo de heliostatos será por tanto de 2.9 mrad,
obtenido a partir de la siguiente expresión:
En el presente modelo se emplea una estrategia de apunte en un eje con dos
puntos de apunte. Esta estrategia permite controlar el valor máximo de flujo
concentrado y no aumentar las pérdidas por desbordamiento debido al apunte.
La carta de entrada de WinDelsol se recoge en su totalidad en el Anexo A.
Capítulo 3. Metodología
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Tras definir las características del campo solar se estará en condiciones de calcular
las posiciones concretas de los heliostatos. Para ello se calcula el ratio entre
eficiencia y coste de ubicar 1 m2 heliostato en las diferentes zonas en las que se
divide el campo (Performance/Cost Ratio, PCR).
La siguiente ecuación permite calcular el PCR para las diferentes zonas
Siendo:
k, índice radial de la zona
l, índice azimutal de la zona
eficiencia óptica media anual de la zona (k,l)
coste relativo de situar 1 m2 de heliostato en la zona (k,l) respecto a situarlo
en la zona (1,1). Se calcula del siguiente modo:
Donde,
, €/m2 de espejo de los costes totales del heliostato. Tiene el mismo valor
para todos los heliostatos del campo.
€/m2
terreno * 1/densidad de espejo por zona; zonas menos densas
tendrán mayores costes asociados de terreno por heliostato.
€/heliostato * 1/(área espejo/área heliostato); este coste varía en
función de la densidad de heliostatos en cada zona.
Las zonas se van seleccionando de menor a mayor valor de PCR hasta alcanzar la
potencia térmica necesaria en el receptor. Para obtener la posición individual de
los heliostatos se emplea la densidad de heliostatos, o separación entre ellos, en
cada una de las zonas. En este caso se han empleado los valores por defecto de
WinDelsol, que son función de la altura de la torre.
Capítulo 3. Metodología
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Una vez obtenida la configuración de la planta estaremos en condiciones de
evaluar la potencia térmica concentrada sobre el receptor mediante la siguiente
expresión:
Siendo:
DNI, Irradiación directa normal.
, Rendimiento óptico del campo solar.
Ah, área de un heliostato.
Nh, número de heliostatos.
Obteniendo el rendimiento óptico a partir de la siguiente expresión:
Donde:
, eficiencia debida a pérdidas por el efecto coseno
, eficiencia debida a perdidas por sombras y bloqueos
, eficiencia debida a perdidas por reflectividad del heliostato
, eficiencia debida a la atenuación atmosférica.
, eficiencia debida al desbordamiento sobre la apertura de la cavidad.
Estas eficiencias se calculan como uno menos la fracción de energía perdida en el
proceso correspondiente. Dichos procesos se encuentran detallados ampliamente
en el capítulo anterior.
El valor del rendimiento óptico variará con el tiempo al variar la posición relativa
del sol, heliostato y receptor. Por esta razón el cálculo del rendimiento óptico se
realizará a partir del cálculo de la posición solar a lo largo del año, con un
intervalo de tiempo de cinco minutos. Con esto y los valores cinco minutales de
DNI para un año meteorológico tipo se obtendrán los valores cinco minutales de
potencia térmica concentrada sobre el receptor a lo largo de un año.
Capítulo 3. Metodología
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4.2. Receptor solar y cavidad
En el receptor solar tiene lugar la absorción por parte del fluido de trabajo (agua
en este caso) de la energía térmica concentrada procedente del campo de
helióstatos. Dicha energía se emplea en la evaporación del agua obteniendo una
mezcla bifásica a la salida del receptor.
El receptor empleado es de tubos, de tipo cavidad y de superficie no inclinada. La
superficie de tubos, situada en el interior de la cavidad, se encuentra unida por un
segmento formando lo que se denomina pared de membrana, cuya disposición
será en forma semicilíndrica tomando como centro el de la cavidad. A su vez, la
pared interior de la cavidad estará formada por una superficie refractaria.
El análisis térmico del receptor consiste en la caracterización su comportamiento
térmico. Esta caracterización se tomará del proyecto Colón Solar [7], ya que se
trata igualmente de un receptor de tubos de cavidad que emplea agua-vapor como
fluido de trabajo. Térmicamente un receptor solar se comporta como un
intercambiador de calor cuya superficie de transferencia está sometida a un flujo
de calor no uniforme de naturaleza radiante. En el conjunto cavidad-receptor se
producen una serie de mecanismos de transferencia de calor que se representan de
manera esquemática en la siguiente Figura.
Figura 8. Mecanismos de transferencia de calor [8]
El proceso de transferencia de calor en el interior de la cavidad es complejo, están
presentes todos los mecanismos de transferencia de calor acoplados entre sí y con
el proceso de transferencia de masa a través de la abertura de la cavidad. A
continuación se describen los mecanismos que tienen lugar.
Flujo de calor
por conducción
Capítulo 3. Metodología
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La radiación solar procedente del campo solar (radiación de corta longitud de
onda) incide sobre los tubos y la superficie de los refractarios. Esta radiación se
absorbe parcialmente y el resto se refleja hacia el resto de superficies de la
cavidad produciendo un proceso de reflexiones múltiples. Parte de la radiación
reflejada por las superficies escapa a través de la abertura, dando lugar a pérdidas
radiantes de corta longitud de onda. Debido a este proceso aumenta la temperatura
en el interior de los tubos y se establece un proceso acoplado de transferencia de
calor por convección, conducción y radiación de larga longitud de onda. El nuevo
nivel térmico de las superficies en el interior de la cavidad produce la emisión de
energía radiante de larga longitud de onda que será parcialmente absorbida y
reflejada, provocando un nuevo proceso de reflexiones múltiples, una fracción de
esta radiación escapará al exterior provocando las pérdidas de larga longitud de
onda.
Por otro lado también tiene lugar la transferencia de calor por convección, en este
caso convección libre, desde la superficie de los tubos y refractarios al aire
ambiente en el interior de la cavidad. Este aire se calienta provocando la
circulación del mismo a través de la apertura de la cavidad dando lugar a las
pérdidas por convección.
Por último, tanto desde las superficies de los refractarios como de la superficie
posterior de los tubos se transfiere calor por conducción.
A priori es posible afirmar que el mecanismo de transferencia de calor dominante
es el intercambio radiante de onda corta.
En el proyecto Colon Solar se realizó la caracterización térmica del receptor en
función de las condiciones de operación, tanto en condiciones nominales como a
carga parcial. De este estudio, entre otros resultados, se obtuvo finalmente el
rendimiento térmico en función del flujo solar incidente para diferentes regímenes
de carga. En cada caso se calculó el rendimiento del receptor manteniendo
constantes las condiciones del fluido de trabajo a la entrada, el resto de
condiciones del ambiente exterior y la distribución del flujo solar incidente.
La Figura 9 muestra los valores obtenidos para el rendimiento térmico del
receptor a diferentes porcentajes de carga.
Capítulo 3. Metodología
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Figura 9. Rendimiento a carga parcial del receptor [8]
Finalmente se comprobó que la distribución de flujo incidente no influye en la
curva de carga parcial, para lo cual se estudiaron nueve casos diferentes
obteniendo una desviación máxima del 0.6% respecto a la curva presentada en la
Figura 9.
El ajuste de la curva de rendimiento responde a la siguiente expresión:
Siendo:
p1=954.9, p2=3.156, q1=42.22, q2=-5034.4, q3=664.3, q4=742.8, q5=53.26
x: régimen de carga
La principal diferencia del receptor aquí desarrollado con el diseño realizado en
[8] consiste en la libre circulación del agua a través del receptor, evitando así los
autoconsumos asociados al bombeo del fluido de trabajo a través del receptor.
Un factor que es necesario controlar consiste en el valor pico de flujo concentrado
sobre el receptor, ya que valores muy elevados pueden provocar altas
temperaturas que capaces de causar daños en la superficie del mismo. En el
proyecto Colón Solar se impone un valor máximo de flujo concentrado de
50
55
60
65
70
75
80
85
90
95
100
0 20 40 60 80 100
Re
nd
imie
nto
té
rmic
o (
%)
Porcentaje de carga
Capítulo 3. Metodología
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690 kW/m2. En este trabajo se asume dicho valor como límite máximo,
imponiéndolo a través de WinDelsol.
El título del vapor producido en el receptor es del 10% [8]. Con este valor se
garantiza que la superficie de los tubos esté siempre mojada por líquido saturado,
favoreciendo así la transferencia de calor.
La potencia térmica absorbida por el fluido de trabajo se obtendrá sin más que
aplicar el rendimiento térmico del receptor ( al flujo concentrado sobre el
receptor .
A partir de este resultado y siendo conocido el salto de entalpía específica del
agua entre las condiciones de entrada ( y de salida del receptor ,
será posible realizar el cálculo del caudal de vapor saturado producido realizando
el balance de energía.
Siendo
caudal total de líquido-vapor que circula a través del receptor.
El caudal de vapor producido se obtendrá multiplicando el caudal total por
el título de vapor (x).
Se establece un valor mínimo para la radiación directa normal, denominada
irradiancia mínima técnica, por debajo de la cual no opera el receptor. La
irradiancia mínima técnica se fija en 300 W/m2.
4.3. Calderín
La función del calderín es actuar de elemento intermedio entre el receptor de
tubos, el sistema de aporte térmico auxiliar (que se definirá más adelante) y el
sobrecalentador.
Capítulo 3. Metodología
19
Al igual que el receptor de tubos, el diseño del calderín se basa en el diseño
realizado por Babcock-Wilcox para el proyecto Colón Solar. En él se han tenido
en cuenta las consideraciones habituales para una caldera convencional, más las
características particulares necesarias para actuar de pulmón ante diferentes
porcentajes de carga de la planta.
Figura 10. Esquema del calderín
El comportamiento del calderín será como sigue. En su interior se almacena la
mezcla bifásica agua/vapor, Mf y Mg respectivamente. En él entran y salen
diferentes caudales de líquido o vapor saturado, por este motivo estará dotado de
separadores de vapor que aseguren la correcta separación de ambas fases, sirva de
ejemplo el separador de ciclón descrito en la patente desarrollada por
BabcokWilcox [9]. Uno de los caudales que entra en el calderín consiste en la
recirculación del líquido saturado proveniente del ciclo de potencia ,
simultáneamente saldrá un caudal, en este caso vapor saturado, que pasará al
sobrecalentador para posteriormente atravesar el ciclo de potencia.
Por otro lado, en condiciones nominales, el calderín enviará al receptor de tubos el
caudal de líquido saturado nominal. En caso de que la radiación solar se encuentre
por debajo de la nominal estaremos en condiciones de carga parcial. En este caso,
el caudal que el receptor es capaz de evaporar se estimará a partir de la potencia
térmica absorbida por el receptor (Ecs. 10 y 11). Si las condiciones de radiación
son insuficientes o nulas para operar desde el recurso solar, existe un apoyo
auxiliar de combustible fósil que permitirá la operación a mínima carga de la
central durante un tiempo determinado. Las características concretas de este
mc
Mf
Mg Qgas Qsolar
��p ��liq
��gas
��rec
��vap
Capítulo 3. Metodología
20
componente se especifican en el apartado correspondiente a la caldera de gas. En
caso de que este equipo se encuentre en operación el caudal de líquido saturado
que el calderín envía corresponde al caudal de vapor que permite operar al ciclo
de potencia a mínima carga.
Existe un caso particular que consiste en que el nivel de líquido supere el máximo
permitido, en este caso se realiza una purga de agua hasta alcanzar el nivel
medio.
Finalmente, en el interior del calderín existe un caudal de vapor que condensará si
la presión aumenta (mc). En el modelo desarrollado se desprecian las variaciones
de presión en el interior del calderín, considerando que su operación será a presión
constante.
Esta consideración radica en el hecho de que se trata de un modelo que no
contempla la dinámica de los equipos, lo cual se traduce en el caso del calderín en
que las condiciones del equilibrio líquido-vapor en el interior del mismo
permanecerán constantes. Por esta misma razón tampoco se modelan los
mecanismos de transferencia de calor que tienen lugar, que constituirán las
pérdidas por conducción y radiación.
El dimensionado del calderín se realiza de modo que sea posible asegurar la
alimentación al receptor de tubos durante un minuto en condiciones nominales, en
caso de que la alimentación de líquido al calderín fuese nula. Teniendo en cuenta
que el caudal requerido por el receptor en condiciones nominales es de 237.5 kg/s
se obtiene un volumen de líquido necesario de 20.85 m3 para el que será necesario
un volumen total de 28.67 m3.
Asemejando el diámetro del calderín al considerado en el proyecto Colón-Solar
(1.525 m), resulta una longitud de 15.7 m (sin considerar el volumen ocupado por
internos).
La presión de operación del calderín se fija en 103 bar. De este modo se asegura
una presión del vapor vivo de 100 bar, estimando las pérdidas de carga desde la
salida del calderín hasta la entrada de la turbina en el 3%.
El balance de materia es el siguiente:
( )
Capítulo 3. Metodología
21
( )
Donde
es la masa de líquido saturado final
es la masa de líquido saturado inicial
es la masa de vapor saturado final
es la masa de vapor saturado inicial
x es el título de vapor
es el caudal de líquido saturado que entra en el receptor de tubos
es el caudal que retorna del ciclo de potencia
es el caudal de líquido saturado que entra en la caldera de gas auxiliar
es el periodo de tiempo considerado
Finalmente el diseño del calderín debe cumplir unas restricciones de nivel mínimo
y máximo de líquido. Así, el nivel mínimo no podrá ser inferior al 2% de la altura
total ni el máximo podrá ser superior al 75%.
4.4. Caldera de gas
La caldera de gas constituye el aporte térmico auxiliar para la evaporación en
aquellos transitorios en los que la radiación solar sea insuficiente o nula por
periodos de tiempo no superiores a 25 minutos permitiendo la operación a mínima
carga del ciclo de potencia. Su diseño no diferirá sustancialmente del realizado
para aplicaciones convencionales. Por este motivo no se profundiza en la
definición de sus características, ya que se trata de un equipo comercial
ampliamente descrito en la literatura.
El dimensionado de la caldera de gas se realiza para la tercera parte de la potencia
térmica nominal de la planta.
Aunque no se encuentra vigente para nuevas centrales termosolares, el
RD661/2007 sí es de aplicación para aquellas instalaciones que están en
Capítulo 3. Metodología
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operación. En este caso concreto se trata de una central termosolar híbrida, por lo
que la producción a partir del recurso fósil está limitado a un 10% de la energía
anual generada según el RD661/2007. Limitación que obliga a gestionar el
recurso de gas natural a lo largo del año.
4.5. Almacenamiento térmico
El almacenamiento se realiza en líquido saturado en un acumulador de vapor
similar al que se emplea en PS10 (Figura 11) [5].
Figura 11. Esquema del acumulador de vapor [10].
Este sistema de almacenamiento, también denominado tipo Ruth, se describe
ampliamente en las referencia [10], donde también se presenta un modelo de
comportamiento sobre el que se basan los datos tomados para su caracterización
en el presente trabajo.
El acumulador de vapor consiste en un depósito casi completamente lleno de
líquido con un pequeño volumen de vapor (Figura 11). El proceso de carga se
realiza a partir del excedente de vapor saturado proveniente del calderín,
considerando exceso aquella cantidad que sobrepase el máximo valor de
sobrecarga aceptado por la turbina, estimado en un 10%. Este vapor saturado
condensará manteniendo el equilibrio de líquido-vapor en el interior del depósito.
Debido a la pérdida de carga introducida por la válvula de entrada, la presión de
almacenamiento será ligeramente inferior a la de entrada. Esta pérdida de carga se
estima en 3 bar, resultando de este modo una presión de almacenamiento de 100
bar.
Capítulo 3. Metodología
23
En cuanto al proceso de descarga, éste se realiza mediante una válvula que fijará
la presión de salida, con la correspondiente pérdida de carga asociada. El vapor se
produce al disminuir la presión del líquido saturado durante la descarga. Esta
presión de descarga corresponderá a la presión requerida por la turbina para el
régimen de carga correspondiente.
El modelo empleado asume que toda la energía necesaria para la vaporización la
proporciona la fase líquida. Así pues, la cantidad de vapor saturado producido en
la descarga dependerá de la presión a la que se encuentra el almacenamiento y la
presión a la que se requiere el vapor saturado a la salida. Estas presiones
corresponden, respectivamente, a la presión en que se inicia el proceso de
descarga “pstart” y la presión al final del mismo. La Figura 12 muestra la masa de
vapor saturado producida por el acumulador de vapor en función de las presiones
de inicio y fin del proceso de descarga.
Figura 12. Masa de vapor producido en función de la presión de saturación del acumulador
[10]
En el presente modelo, la presión correspondiente al comienzo de la descarga será
pstart=100 bar y la final del proceso de descarga vendrá determinada por el
funcionamiento a presión deslizante de la turbina.
Para el dimensionado del sistema de almacenamiento, se considera que debe
permitir la operación de la turbina al 50% por un periodo de tiempo de 50
minutos. Así, la presión final de descarga del almacenamiento corresponderá a la
Capítulo 3. Metodología
24
presión de entrada a la turbina para el 50% de carga (51.5 bar), para dicho valor
de presión se tienen 100 kg de vapor por m3
de líquido almacenado.
4.6. Caldera de fuelgas o sobrecalentador
El sobrecalentamiento del vapor saturado hasta las condiciones de vapor vivo
requeridas a la entrada de la turbina se produce en la caldera de fuelgas.
Este caldera, al emplear un combustible gaseoso, posee una baja inercia térmica y
por tanto ofrecerá una rápida respuesta frente a cambios de carga, característica
que la hace especialmente adecuada para el tipo de operación a la que va a estar
sometida. Para el modelo de la caldera de fuelgas se considera una caldera de gas
genérica definida por su rendimiento térmico, estimado en el 74%.
Como se especifica en el segundo apartado de este capítulo, el fuelgas
considerado se obtiene a través de la gasificación de los restos de poda de olivo,
con un PCI de 16916 kJ/kg.
Los gases de combustión a la salida de la caldera poseen una energía térmica que
será aprovechada en el economizador. La determinación del caudal de gases
disponible a la salida del sobrecalentador se realiza mediante el balance de la
combustión. La reacción de combustión que tiene lugar es la correspondiente al
metano.
De donde se obtiene el caudal molar estequiométrico de O2
Siendo el caudal molar de metano introducido.
Para que la combustión sea completa se introduce un exceso de aire del 20%, por
lo que el caudal molar de oxígeno introducido será:
Que corresponderá al siguiente caudal molar de aire:
⁄
Capítulo 3. Metodología
25
Donde corresponde a la fracción molar de oxígeno en el ambiente. Para este y
también para cálculos posteriores será necesario conocer la composición del
ambiente, en la Tabla 1 se muestra la composición del ambiente de referencia.
Tabla 1. Composición del ambiente
Componente Fracción molar
O2 20.62 %
N2 76.84%
Ar 0.93%
CO2 0.03%
H2O 1.58%
El caudal molar de gases a la entrada de la caldera de fuelgas será la suma de los
caudales molares de metano y aire introducido.
Del balance de la reacción de combustión se tiene que los moles iniciales
coinciden con los finales, por tanto el caudal molar a la salida de la caldera de
fuelgas será igual al caudal molar a la entrada.
La corriente de gases de salida estará compuesta por los productos de la reacción
de combustión (CO2 y H2O), el exceso de oxígeno introducido y los elementos
inertes del ambiente (N2, Ar, CO2 y H2O). El caudal molar de cada uno de esos
compuestos será:
Capítulo 3. Metodología
26
Para continuar con el cálculo del caudal másico de los gases de combustión es
necesario conocer la fracción de combustión de los compuestos anteriores, que
será:
Finalmente, se obtiene el caudal másico de gases de combustión sin más que
multiplicar el caudal molar del mismo por la fracción molar y peso molecular de
los diferentes compuestos tal como se muestra a continuación:
[
]
Una vez determinado el caudal de gases que se encuentra disponible para llevar a
cabo el precalentamiento del fluido de trabajo en el economizador, se está en
disposición de realizar el balance.
En el sobrecalentador se considera una diferencia de temperaturas terminal (DDT)
de 70 ºC al tratarse de un intercambiador gases/vapor.
El porcentaje de participación a partir de biomasa está fijado por el RD661/2007
en el 50%. En este caso la fracción correspondiente al biogás se calcula a partir de
la energía térmica aportada desde el recurso en cuestión frente a la total necesaria.
4.7. Economizador
La corriente de gases de combustión a la salida del sobrecalentador posee aún una
energía térmica útil que se aprovecha en el economizador reduciendo así el aporte
Capítulo 3. Metodología
27
térmico necesario en el tren de precalentadores del ciclo de potencia. Este hecho
repercute directamente en un aumento de la energía eléctrica generada al reducir
el caudal en las extracciones de la turbina.
Al igual que el sobrecalentador, se trata de un intercambiador de tubos aire-agua
para el cual se considera una diferencia de temperaturas terminal de 35ºC
4.8. Ciclo de potencia
Se trata de un ciclo Rankine de 20 MWe de potencia bruta regenerativo sin
recalentamiento intermedio que emplea vapor sobrecalentado como fluido de
trabajo.
Las condiciones de vapor vivo consideradas son de 100 bar y 550 ºC. La turbina
consta de un solo cuerpo donde el vapor se expandirá hasta 80 mbar, presión que
se ha fijado de modo que el título a la salida de la turbina no sea demasiado bajo,
en concreto en este caso tomará un valor de 0,89.
Para facilitar el seguimiento de las ecuaciones presentadas a continuación se
muestra el esquema general de la planta identificando los diferentes puntos de
interés (Figura 13).
S
TA
P3 B1P2P1 B2
CD
EC
S1 S2
1
2
3
Figura 13. Nomenclatura del ciclo de potencia
Capítulo 3. Metodología
28
La turbina consta de tres extracciones, cuyas presiones correspondientes se
calculan aplicando el criterio de saltos isentálpicos en los precalentadores. Los
estados de los cuatro escalonamientos resultantes se calculan del siguiente modo:
(*)
Siendo
hi : Entalpía a la entrada del escalonamiento
hf : Entalpía a la salida del escalonamiento
hfs : Entalpía a la salida del escalonamiento si la expansión fuese isentrópica
ηT : rendimiento interno de la turbina
El cálculo del rendimiento interno de la turbina se realiza en función del régimen
de carga aplicando el método de Spencer, Cotton y Cannon [11]. Para ello se
considera un rendimiento base del 91% al que se le aplican una serie de factores
de corrección.
En primer lugar se aplica la corrección en función de los siguientes factores:
variación en el caudal de vapor vivo, relación de expansión, y cambios en las
condiciones del vapor a la entrada. A este rendimiento se le denomina
rendimiento seco, y su expresión queda del siguiente modo:
(
)
siendo
, caudal másico de vapor vivo kg/s
, volumen específico del vapor vivo m3/kg
Con este nuevo rendimiento puede calcularse el punto final de la línea de
expansión teórica (Expansion Line End Point, ELEP) aplicando la ecuación (*).
Por último se introducen las modificaciones asociadas a las pérdidas en el escape.
Estas pérdidas dependerán de la velocidad de salida del vapor, que será función a
Capítulo 3. Metodología
29
su vez del área de salida de la turbina y de las condiciones del vapor
principalmente.
Una vez conocidas las pérdidas en el escape se obtiene la entalpía del vapor a la
entrada del condensador, denominada UEEP, a partir de la siguiente expresión:
Donde
x, corresponde al título de vapor a la salida de la turbina
PE, pérdidas en el escape (bar)
Las pérdidas en el escape se estiman en 20 mbar, según estudios no publicados.
Una vez conocido este punto (UEEP) se puede calcular finalmente el valor del
rendimiento interno de la turbina:
siendo
, entalpía del vapor vivo
, entalpía de salida de la turbina si la expansión fuese isentrópica
El trabajo realizado por la turbina se calcula sumando el trabajo de cada uno de
los escalonamientos:
+
Donde:
es el caudal másico de vapor vivo
caudal en tanto por uno de la extracción i
El balance en los diferentes precalentadores será:
Capítulo 3. Metodología
30
Precalentador 1
Precalentador 2 (Desaireador)
Precalentador 3
Los diferentes caudales en tanto por uno deberán satisfacer el balance total de
masa:
El trabajo realizado por las bombas se calcula del siguiente modo:
Ambos trabajos constituirán los autoconsumos de la planta.
Implementando el balance completo del ciclo de potencia en el software EES
(Engineering Equation Solver) se obtiene el valor de la presiones y caudales de las
tres extracciones. Los resultados obtenidos junto con el resto de parámetros
nominales que determinan el ciclo de potencia se recogen en la Tabla 2.
Capítulo 3. Metodología
31
Tabla 2. Parámetros nominales del ciclo de potencia
TURBINA
Tipo
Condensación sin
recalentamiento con tres
extracciones
Capacidad bruta 20 MW
Temperatura vapor vivo 550ºC
Presión vapor vivo 100 bar
Presión condensación 80 mbar
Rendimiento interno 81.3%
Rendimiento
electromecánico del
alternador
98%
EXTRACCIONES
Presión 1 75.78 bar
Caudal 1 (tanto por uno) 0.2364
Presión 2 15.79 bar
Caudal 2 (tanto por uno) 0.0283
Presión 3 2.448 bar
Caudal 3 (tanto por uno) 0.0996
INTERCAMBIADORES
DTT Economizador 35ºC
DTT Sobrecalentador 70ºC
DTT Precalentadores 5ºC
BOMBAS
Rendimiento interno
bombas alimentación 85%
Rendimiento interno
bomba condensado 75%
Capítulo 3. Metodología
32
5. DESCRIPCIÓN DE HERRAMIENTAS
5.1. WinDelsol
La optimización del campo solar se realiza empleando el software WinDelsol 1.0,
desarrollado por AICIA, CIEMAT y SOLUCAR. WindelSol 1.0 está basado en
DELSOL3, código elaborado por Sandia National Labs. manteniendo el mismo
esquema y código de trabajo, pero con una serie de características adicionales que
lo hacen más fácil de manejar e interpretar:
Uso de Windows, lo que supone un entorno de trabajo más amigable
respecto al entorno MS-DOS con el que trabaja el código DELSOL.
Inclusión de una herramienta para editar el fichero de entrada al programa
que tiene en cuenta las restricciones de DELSOL3 sobre las variables del
problema.
Extracción propia de resultados del fichero de salida que proporciona
DELSOL3 y presentación de una pantalla con los resultados más
importantes.
Interpretación gráfica de los resultados, especialmenteaquellos que son
más difíciles de analizar, tales como la geometría del receptor y su mapa
de flujo, configuración del campo de heliostatos, rendimiento óptico, etc.
Cálculo de las coordenadas de posición de los heliostatos en el campo.
Generación automática del fichero de entrada para probar el
comportamiento del campo óptimo calculado, incluyendo el agrupamiento
por filas de la distribución geométrica de heliostatos en el campo definidos
por coordenadas.
A continuación se describe el procedimiento de trabajo de WinDelsol
1. Etapa DOC, Cálculo del Diseño Óptimo
DELSOL3 se ejecuta desde una archivo de entrada Input.txt, el cual ha de estar
escrito de una forma compatible con DELSOL3 atendiendo a sus restricciones y
compatible con Windelsol. Puesto que Windelsol necesita tomar los datos de
Output.txt generado por DELSOL3, han de tener un formato fijo ambos ficheros,
con el fin de que los resultados del archivo de texto Output.txt sean analizables
Capítulo 3. Metodología
33
Figura 14. Cálculo del diseño óptimo. Compatibilidad entre DELSOL3 y WinDelsol
Esta etapa se realiza a través de las dos primeras opciones del menú principal de
Windelsol (Figura 2).
Figura 15. Opciones 1 y 2 del menú principal de WinDelsol
2. Etapa de Disposición del Campo de Heliostatos
Esta parte es exclusiva de WinDelsol, por tanto, DELSOL3 no se ejecuta en esta
segunda etapa.
WinDelsol utilizará el fichero Output.txt procedente de la etapa anterior para
representar un mapa de distribución de eficiencia energética sobre el terreno, y
crear una disposición de heliostatos concordante con la información de
DELSOL3, seleccionando los heliostatos necesarios en las mejores posiciones que
hagan que la planta produzca bajo los requisitos de producción energética anuales.
Capítulo 3. Metodología
34
Por tanto y como se aprecia en la siguiente figura, WinDelsol primero establece
las posiciones posibles de los heliostatos para, conocida la distribución de
eficiencia energética anual y dada una producción de energía, determinar su
posición.
Figura 16. Cálculo de la disposición del campo de heliostatos.
Esta etapa se realiza a través de la tercera opción del menú principal de WinDelsol
(Figura 17)
Figura 17. Opción 3 del menú principal de WinDelsol
3. Etapa PFC, Cálculo de Comportamiento del Campo
Capítulo 3. Metodología
35
En esta última etapa, se combina la información incluida en el fichero Input.txt
original con el nuevo Input.txt resultado del cálculo del campo de heliostatos
procedente de la etapa anterior. De dicha combinación resulta un nuevo archivo
Input.txt para la presente etapa, que puede ser asimismo de dos tipos, como se
observa en la siguiente figura, según sea la información del comportamiento del
campo que se desee obtener: en un momento dado (Punto de Diseño) o en base
anual, mediante el cálculo de una matriz de eficiencias. Este último será el
resultado principal en el que estamos interesados.
Figura 18. Simulación del comportamiento del campo solar
La ejecución de DELSOL3 para cualquier caso (Punto de Diseño o
Comportamiento Anual), ofrece nueva información en Output.txt, que será
analizada por WinDelsol (Figura 19) a través de las dos últimas opciones del
menú principal del programa (Figura 20).
Capítulo 3. Metodología
36
Figura 19. Análisis de resultados
Figura 20. Opciones 4 y 5 del menú principal de WinDelsol
5.2. EES
El software EES es un programa para la resolución numérica de sistemas de
ecuaciones. También realiza optimizaciones análisis de incertidumbre, regresiones
lineales y no lineales, entre otros. Como característica más importante es
destacable la calidad de la bases de datos de propiedades termodinámicas de
fluidos.
Capítulo 3. Metodología
37
En este trabajo se emplea EES para el cálculo de las presiones de las extracciones
de la turbina y los caudales en tanto por una de las mismas.
5.3. Simulink (Matlab)
Simulink es un entorno de programación visual, que funciona sobre el entorno de
programación Matlab.
Es un entorno de programación de más alto nivel de abstracción que el lenguaje
interpretado Matlab (archivos con extensión .m). Simulink genera archivos con
extensión .mdl (de "model").
Simulink viene a ser una herramienta de simulación de modelos o sistemas, con
cierto grado de abstracción de los fenómenos físicos involucrados en los mismos.
Se hace hincapié en el análisis de sucesos, a través de la concepción de sistemas
(cajas negras que realizan alguna operación).
El modelo de operación anual del SRC diseñado en este trabajo se implementa en
Simulink.
Capítulo 3. Metodología
38
REFERENCIAS
[1] Influence of data type in the development of TMY. Moreno S., Pérez E. et al.
17th International SolarPACES Symposium on Solar Thermal Concentrating
Technologies. Granada. Spain. 2011
[2] “Evaluación del potencial de energía solar termoeléctrica”. Estudios Técnicos
PER 2011-2020 nº12. Madrid 2011.
[3] “WinDelsol 1.0 Users Guide”. AICIA – Ciemat – Solúcar Central Receiver
Technologies. Enero 2002.
[4] “A User´s Manual for DELSOL3: A Computer Code for Calculating the
Optical Performance and Optimal System Design for Solar Thermal Central
Receiver Plants” B. L. Kistler. Sandia Report. SAND86-8018. Noviembre 1986
[5] “10 MW Solar Thermal Power Plant for Southern Spain”. Publishable Final
Report. Solúcar. November 2006
[6] http://www.flabeg.com/index.php?id=144&L=1. 16 de julio de 2012
[7] Colon-Solar Project. Integration of Solar Thermal Energy in a Conventional
Power Plant. October 1996.
[8] “Estudio del comportamiento del sistema receptor de la central Colón Solar”.
Oscar Contreras Trigueros. Proyecto Fin de Carrera. Departamento de Ingeniería
Energética, área de Termotecnia. Escuela Superior de Ingenieros de Sevilla. 2001.
[9] Separador de ciclón de vapor y agua con jaula de cámara de remolino en la
cámara de entrada de mezcla. Patente Babcock Wilcox. 1957
[10] “Buffer Storage for Direct Steam Generation”. Steinmann W., Eck M.
Elsevier Ltd. 2005
[11] Modelo matemático del comportamiento de ciclos combinados de turbina de
gas y vapor. Jose Luis Rapun Jiménez. Tesis Doctoral. Departamento de
Ingeniería Energética y Fluidomecánica. Escuela Técnica Superior de Ingenieros
Industriales. Universidad Politécnica de Madrid. 1999.
