nuevos proyectos en el área de generación eléctrica. ciclos

_________________________________________________________________________________________
NUEVOS PROYECTOS EN EL ÁREA DE GENERACIÓN
ELÉCTRICA. CICLOS COMBINADOS Y GICC.
FRANCISCO GARCÍA PEÑA
ELCOGAS S.A.
_________________________________________________________________________________________
RESUMEN
En la figura 2 se muestra la estructura de la
potencia instalada en 1999.
La situación de potencia instalada y demanda de
energía eléctrica ha conducido a programar la
futura instalación de 27.220 MW de Ciclos
Combinados. El primero de nivel de potencia
alto que se instaló en España fue el de
ELCOGAS (Puertollano) (317,7 MWe a 15ºC).
El ciclo combinado entró en operación comercial
con gas natural en 1996 y como GICC con gas de
síntesis en 1998 .
Se describen aquí los principales equipos que
componen la planta de ELCOGAS,
especialmente la isla de potencia (ciclo
combinado), y el sistema de control. Teleperm
XP.
ESTRUCTURA POTENCIA INSTALADA 1999
14,4%
41,3%
Fuente UNESA
TÉRMICA NUCLEAR
HIDROELÉCTRICA
HIDROELÉCTRICA
Rég. Esp.(Incluye
eólica y solar)
TÉRMICA Rég. Esp.
TÉRMICA CLÁSICA
30,8%
8,4%
5,2%
Figura 2
1. SITUACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE
ENERGÍA ELÉCTRICA EN ESPAÑA
En la figura 1 se muestra la evolución de la
potencia instalada en España observándose que en
los últimos 11 años la de las empresas integrantes
de UNESA apenas ha crecido. (Su crecimiento ha
sido fundamentalmente por la incorporación de
ELCOGAS y Almería, como nuevos grupos, y por
incrementos de potencia de centrales ya instaladas).
Igualmente se observa que el repunte de potencia
instalada ha sido debido a instalaciones no adscritas
a UNESA (Régimen especial mayoritariamente)
Sin embargo el crecimiento del consumo está
siendo superior al de la potencia instalada, como se
puede ver en la evolución de la generación
peninsular y saldo de importación (figura 3)
GENERACIÓN ELÉCTRICA PENINSULAR Y SALDO
IMPORTACIÓN
(GWh)
Hidráulica sin Rég. Esp.
195.000
145.000
Hidráulica
Térmica Clásica sin Rég.
Esp.
Térmica clásica
Térmica nuclear
95.000
Saldo Importación
TOTAL sin Rég. Esp.
45.000
EVOLUCIÓN POTENCIA INSTALADA 1940 - 1999
60.000
TOTAL
MW
Hidroeléctrica Total (Incluye
eólica y solar)
Hidroeléctrica UNESA
-5.000
40 43 46 49 52 55 58 61 64 67 70 73 76 79 82 85 88 91 94 97 0
AÑO
50.000
Fuente: REE
Térmica Clásica Total
40.000
Figura 3
Térmica Clásica UNESA
Térmica Nuclear
30.000
TOTAL
20.000
Total UNESA
10.000
0
40 43 46 49 52 55 58 61 64 67 70 73 76 79 82 85 88 91 94 97
AÑOS
Figura 1
Página 1 de 6
Aunque entre 1992 y 1995 este crecimiento parecía
haberse frenado, en los últimos años no ha sido así.
Y la demanda ha sido sostenida por las plantas de
tecnología térmica clásica, el saldo de importación
y las térmicas nucleares.
Fuente: UNESA
Esto se observa mejor en la figura 4 donde se
muestra la evolución del origen de la producción de
la energía eléctrica consumida en los últimos cinco
años.
EVOLUCIÓN DEL ORIGEN DE LA DEMANDA ELÉCTRICA
PENINSULAR (GWh) Fuente REE
Fuel-oil
200.000
Hulla + antracita
Lignitos
Carbón de
importación
Gas natural
150.000
Térmica régimen
especial
Otras renovables
Rég. Esp.
Hidráulica
régimen especial
Hidráulica
100.000
50.000
Saldo
importación
Nuclear
0
1.996
1.997
1.998
1.999
2.000
Figura 6
Figura 4
Siendo la estructura de generación del año 2000 la
de la figura 5.
ORIGEN DE DEMANDA 2000
Fuente REE
2,3%
30,2%
TÉRMICA NUCLEAR
42,1%
HIDROELÉCTRICA
HIDROELÉCTRICA
Rég. Esp.(Incluye otras
renovables)
TÉRMICA Rég. Esp.
2. DESCRIPCIÓN DE ELCOGAS
El desarrollo tecnológico de las turbinas de
combustión interna en potencias altas ha hecho que
las plantas llamadas de ciclo combinado sean la
opción de buena eficiencia, bajas emisiones y bajo
coste que más se está contemplando para nuevas
instalaciones de generación de energía eléctrica. Su
principal inconveniente actual es el precio del
combustible ya que el gas natural cuesta
aproximadamente entre tres y cinco veces lo que
cuesta el carbón equivalente.
TÉRMICA CLÁSICA
11,8%
8,6%
IMPORTADA
5,0%
Figura 5
De estos datos es destacable, además de que el
factor de uso de las centrales nucleares es mas del
doble que el del resto, que la aportación de régimen
especial es inferior al 15%, y que esta es producida
mayoritariamente por plantas térmicas de energía
no renovable. La aportación de las renovables de
régimen especial es de un 5 %. Esto incluye la
aportación de un 2,9 % de origen eólico, solar y
otras renovables no hidráulicas , a pesar de que esta
aportación se ha multiplicado por 3 en los últimos
cinco años.
Otro hecho relevante es que la generación eléctrica
con fuel oil representó un 2,9 % del total y que esta
sumada a la importada representó un 5,2 %.
Si a lo anterior se añade el envejecimiento de las
centrales instaladas, que aún extendiendo su vida de
operación representan opciones de baja eficiencia
que no ayudan a cumplir compromisos de
emisiones, se puede entender la ambiciosa
previsión de nuevas centrales a instalar (figura 6).
Como se puede ver esta previsión se basa en
energía eólica y en ciclos combinados.
Página 2 de 6
Un ciclo combinado consiste en una turbina de
combustión interna, una caldera de recuperación de
calor de los gases de escape de la turbina de
combustión, y una turbina de vapor que utiliza el
vapor generado en la caldera de recuperación
mediante un ciclo convencional agua vapor.
La turbina de combustión puede usar combustible
líquido o gas, aunque la extendida es la de gas por
los problemas que plantean los residuos de los
combustibles líquidos.
Las turbinas de gas actuales pueden llegar a generar
entre 200 y 300 MW eléctricos con una eficiencia
entre 34 y 39 % según los modelos. Al combinarse
con un ciclo agua vapor convencional (caldera de
recuperación y turbina de vapor) se obtienen
eficiencias brutas globales que oscilan entre 57 y
51%.
El primer ciclo combinado de potencia alta que se
ha construido en España fue el de ELCOGAS que
entró en operación comercial en Octubre de 1996
con gas natural como combustible. Su potencia
bruta es de 280,7 MWe a 15 ºC, con una eficiencia
bruta de 54 % y neta de 51,2 %
Se describen a continuación sus principales
equipos.
Turbina de Gas:
Siemens V94.3. Potencia bruta 195,1 MW a 15 ºC.
Eficiencia 36%.
En la figura 7 se observa la disposición general de
la turbina.
Figura 8
Figura 7
Sus principales partes son:
• Compresor. De 17 etapas con un ratio de
compresión de 15,6. Proporciona aire para la
combustión, y para refrigeración de álabes de
la turbina. Dispone de álabes guía en la entrada
(IGV) que pueden regular el caudal de aire
desde el 75 al 100 % de la capacidad del
compresor.
• Cámaras de combustión. Son dos silos laterales
equipados cada uno con ocho quemadores
duales para gas natural o para gas de carbón. El
gas natural se proporciona a 25 bar y mediante
válvula de control se reduce a la presión de
cámara de combustión controlando la carga
demandada.
• Turbina. De cuatro etapas con álabes
refrigerados internamente. En ella los gases de
combustión se expanden desde 14 barg hasta
prácticamente la presión atmosférica. La
temperatura de salida de gases se controla a un
valor calculado para que la primera etapa no
supere la temperatura admisible para los
materiales y recubrimientos utilizados.
Caldera de recuperación:
Consta de unos 300.000 m2 de superficie de
intercambio dispuesta en módulos de haces
tubulares transversales al flujo de gas que pasa a su
través en dirección vertical hacia la chimenea.
En la caldera se genera vapor en tres niveles de
presión (80 a 120 bar en alta, 20 a 30 en media, y 6
en baja) por lo que dispone de tres calderines con
sus correspondientes bombas de agua de
alimentación, y sus bombas de recirculación.
(Figura 9).
La estrategia de control de la turbina se basa en el
control de la temperatura de escape (OTC). Esta
depende del caudal de aire de refrigeración y su
temperatura de entrada al compresor, por lo que una
vez alcanzado el máximo caudal de aire de
refrigeración posible, para una temperatura
ambiente dada la carga queda limitada.
Esto se representa de forma esquemática en la
figura 8
Figura 9
Página 3 de 6
La principal diferencia en comportamiento respecto
a calderas convencionales con quemadores, es que
la optimización del diseño para obtener la energía
del gas de escape tiene como consecuencia una alta
sensibilidad al flujo y temperatura de los gases. Lo
cual es especialmente crítico durante los arranques
de la turbina de gas.
Turbina de vapor:
Es una turbina Siemens tipo K 30-16-1 con cuerpo
de alta y media integrado en un módulo y cuerpo de
baja sobre condensador vertical. Cuenta con
sistemas de derivación de flujo de vapor del 100 %
de capacidad.
Su potencia bruta es de 85,6 MWe con el ciclo en
gas natural, y de 135 con gas de síntesis.
Su modo de funcionamiento es similar al de otros
ciclos con un control de presión hasta que las
válvulas de regulación abren 100 %. A partir de ese
punto opera en presión deslizante siguiendo a la
energía de escape de la turbina de gas.
Su calentamiento previo al acoplamiento es el
condicionante principal para el arranque del ciclo
combinado hasta plena carga.
Gasificación:
El ciclo combinado descrito puede funcionar con
gas natural suministrado desde gasoducto a través
de la estación de regulación y medida de
ELCOGAS, o con gas sintético obtenido de la
gasificación de carbón.
Este tipo de instalaciones se denomina de
Gasificación Integrada en Ciclo Combinado, de las
cuales la central GICC de ELCOGAS es la de
mayor potencia instalada a escala mundial.
Un esquema general se muestra en figura 11.
Disposición general.
Figura 11
En la figura 10 se puede ver la disposición general
de los equipos que componen el ciclo combinado
de ELCOGAS.
Figura 10
La secuencia general de arranque toma dos horas
aproximadamente:
1. Acondicionamiento de niveles en calderines y
obtención de permisivo de caldera: 20 min.
2. Arranque de Turbina de Gas, acoplamiento y
subida de potencia hasta punto de espera de
calentamiento de turbina de vapor: 15 min.
3. Calentamiento de Turbina de Vapor hasta
permisivo de admisión de vapor: 60 min.
4. Subida a plena carga: 25 min.
Página 4 de 6
Sus principales componentes son:
• Unidad de fraccionamiento de aire. (Air
Liquide). Produce el oxígeno (85% pureza)
requerido para el proceso de gasificación,
nitrógeno puro para inertizaciones y transporte
de combustible, y devuelve el nitrógeno
residual a la turbina. El aire se toma del
compresor de la turbina de gas.
• Alimentación de carbón. Se muele (50 μ) y
seca (2%) una mezcla de carbón de Puertollano
(45% cenizas) y coque de petróleo (8% azufre)
alimentando al gasificador en continuo a 29
bar.
• Gasificador. (Krupp PRENFLO). Se alimenta
con 102 Tn/h de mezcla de carbón y coque. A
24 bar y 1450 ºC se produce la reacción
controlada de gasificación obteniéndose un gas
con 60% de CO y 21% de H2. El 85% de la
ceniza sale como escoria vitrificada inerte y el
15% se arrastra como ceniza volante que se
separa en filtros cerámicos.
• Caldera de recuperación de calor. El gas se
enfría hasta 235 ºC, obteniéndose vapor
saturado en alta y media presión que se exporta
a los calderines del ciclo combinado.
• Lavado húmedo y desulfuración. El gas bruto
filtrado sigue un proceso de lavado para
separación de cianuros, cloro y amoniaco, y un
proceso de separación de azufre clásico por
disolvente orgánico (MDEA). Los gases
producidos se procesan en una planta Claus de
la que se obtiene el azufre en forma comercial,
y se recirculan los gases de cola.
Funcionando como GICC se obtiene una potencia
bruta en alternadores de 317,3 MW (182,3 + 135),
con una eficiencia bruta de 47,3 % sobre poder
calorífico inferior de la mezcla de carbón y coque.
Su consumo de auxiliares es de 35 MW con lo que
la eficiencia neta es de 42,2%
3. SISTEMA DE CONTROL
La planta de ELCOGAS está equipada con un
sistema de control distribuido Siemens Teleperm
XP. Este sistema tiene una estructura modular y
está compuesto por los subsistemas que se muestran
en la figura 12 que trabajan con la jerarquía de
automatización que se describe en la figura 13.
Figura 12
Figura 13
Sistema de automatización
El sistema maneja todas las funciones en los niveles
de control individuales y de grupo. Estas funciones
se distribuyen en procesadores automáticos con
Página 5 de 6
redundancia activa (AP) que se instalan en una sala
próxima a la sala de control. Existen 57
distribuidos de la siguiente forma:
• Turbina de gas y su generador: 13
• Resto de ciclo combinado: 18
• Auxiliares eléctricos y servicios: 7
• Unidad de fraccionamiento de aire: 4
• Gasificación: 15
En total manejan unas 21.000 señales de las cuales
el 25% corresponden aproximadamente al ciclo
combinado.
El total del control de la planta se realiza desde el
sistema con excepción de algunos autómatas
locales que solo envían información para
supervisión.
Lazos de comunicación
Existen dos lazos, el lazo de planta, que mantiene la
comunicación entre procesadores, unidades de
proceso de las terminales de operación y las
estaciones de ingeniería; y el lazo de terminales que
mantiene la comunicación entre las terminales de
operación, sus unidades de proceso y las estaciones
de ingeniería.
Están basados en estándares internacionales que
permiten comunicaciones abiertas a otros sistemas
procesadores de datos.
Sistema de Ingeniería
Es el sistema central de planificación, control y
configuración del DCS. Sus funciones son:
• Definición de los componentes instalados,
desde campo hasta sala de control.
• Programación de procesadores automáticos.
• Programación del sistema de monitorización y
operación.
Su interfaz gráfica permite el diseño, y asignación
de parámetros, de diagramas funcionales
directamente. (figura 14)
Figura 14
Los procesadores de turbina de gas y de turbina de
vapor, así como los de los alternadores no son
accesibles desde las estaciones de ingeniería para
modificación de sus funcionales. Estos
procesadores están programados en otro sistema y
para su actualización se requiere el uso de
estaciones especiales (PG) que se conectan
directamente a los procesadores.
Desde las estaciones de ingeniería se puede acceder
en línea a los diagramas de control definidos sobre
los cuales se puede visualizar en tiempo real el
estado y valor de cada una de las señales que
intervienen. También pueden introducirse
modificaciones de diagramas de control en línea.
Sistema de operación y supervisión
Constituye la interfaz entre operador y planta y se
ubican en la Sala de Control. (Figura 15)
Figura 16
Figura 15
En las terminales de operadores se puede acceder a
pantallas de proceso, pantallas de planta, pantallas
de control, y pantallas de alarmas.
Las pantallas de proceso permiten visualizar
gráficos de tendencia en tiempo real de las variables
seleccionadas.
Las pantallas de control permiten acceder al
diagrama de control asociado a un instrumento o
controlador solo para visualización.
Las pantallas de planta son la principal interfaz del
operador. En ellas están representados en una forma
jerarquizada todos los sistemas de la planta y sus
equipos. En cada una de ellas se tiene de forma
directa las señales de proceso que se hayan definido
y se accede a los controladores asociados. (Figura
16).
Las pantallas de alarmas muestran el estado de
alarmas presentes en forma de lista detallada.
(Figura 17).
En las pantallas de planta se avisa de cambios de
estado de alarmas asociadas a las señales o
controladores representados en la pantalla abierta
de forma particular, y de cambios de estado en
cualquier otra alarma asociada a otras pantallas de
operación.
Página 6 de 6
Figura 17
Como resumen de la experiencia con este sistema
de control se resalta:
• La gran cantidad de información que procesa
requiere un tratamiento diferente al de sistemas
de control de generaciones anteriores
estructurándola en forma útil desde el
Proyecto. Esto es especialmente aplicable a la
gestión de alarmas y eventos
• Lo ideal sería que la ingeniería responsable del
proceso desarrollara los diagramas de control
en el sistema TXP. Al no ser esto posible
siempre, durante la fase de proyecto se requiere
una alta coordinación entre el suministrador del
TXP y la ingeniería responsable del proceso.
• La parte que el TXP incorpora para realización
de informes de gestión no es suficientemente
ágil. Sin embargo se puede exportar la
información completa del lazo de planta hacia
sistemas externos de gestión de información.
• El sistema es altamente confiable y versátil.
Permite la configuración de cualquier tipo de
control y dispone de las herramientas para el
control de la configuración lo cual es
extremadamente importante para no perder el
control de lo instalado.