Optimización de una Planta Solar Termo Eléctrica con Tecnología

PROYECTO FIN DE CARRERA
Optimización de una Planta Solar Termo
Eléctrica con Tecnología Colector CilindroParabólico
AUTOR: Javier Aritio Fdz. De Córdova
DIRECTORES:
Jorge Sendagorta Cudós
Mariano Suárez Ponce de León
Autorizada la entrega del proyecto del alumno:
Javier Aritio Fernández de Córdova
EL DIRECTORES DEL PROYECTO
Jorge Sendagorta Cudós
Fdo.: . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Fecha: . . . . . . / . . . . . . / . . . . . . . . .
Mariano Suárez Ponce de León
Fdo.: . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Fecha: . . . . . . / . . . . . . / . . . . . . . . .
VO BO DEL COORDINADOR DE PROYECTOS
Fernando de Cuadra García
Fdo.: . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Fecha: . . . . . . / . . . . . . / . . . . . . . . .
Autorizada la entrega del proyecto del alumno:
Javier Aritio Fernández de Córdova
EL DIRECTORES DEL PROYECTO
Jorge Sendagorta Cudós
Fdo.: . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Fecha: . . . . . . / . . . . . . / . . . . . . . . .
Mariano Suárez Ponce de León
Fdo.: . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Fecha: . . . . . . / . . . . . . / . . . . . . . . .
VO BO DEL COORDINADOR DE PROYECTOS
Fernando de Cuadra García
Fdo.: . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Fecha: . . . . . . / . . . . . . / . . . . . . . . .
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Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Resumen
Marco legal, Real Decreto 661/2007.
Este Real Decreto desarrolla los principios recogidos en la Ley 54/1997, de 27 de
noviembre, del Sector Eléctrico, garantizando a los titulares de instalaciones en
régimen especial una retribución razonable para sus inversiones y a los consumidores
eléctricos una asignación también razonable de los costes imputables al sistema
eléctrico, si bien se incentiva la participación en el mercado. Además este Real Decreto
autoriza mediante la hibridación la posibilidad de utilizar gas para el mantenimiento de
la temperatura del fluido de transmisión de calor con el fin de compensar la falta de
irradiancia que pueda afectar a la energía generada. Mediante dicho Real Decreto se
limita el empleo de gas como combustible a un 15% de la producción total de
electricidad siempre que se establezca una venta libre de energía en el mercado o un
12% de la producción total de electricidad si se establece tarifa regulada.
Las plantas Soluz-Guzmán y Enerstar Villena.
Las plantas de Soluz-Guzmán y Enerstar Villena propiedad del grupo FCC se encuentran
en fase de construcción avanzada. Ambas plantas de 50MWe de potencia instalada
neta. El campo solar en ambas plantas estará formado por lazos paralelos de
colectores cilíndrico parabólicos dotado de un mecanismo de seguimiento del sol para
que en todo momento la radiación solar directa incida sobre el tubo receptor.
Siguiendo el sol de este a oeste, los colectores reflejan y concentran la radiación solar
directa unas ochenta veces sobre los tubos. El fluido de transferencia de calor, se
calentará por la radiación solar concentrada hasta una temperatura de
aproximadamente 400º C. Las unidades de los colectores se instalan en series paralelas
orientadas de Norte a Sur. Estos colectores están dotados de un movimiento de
rotación sobre su eje longitudinal, lo que se consigue gracias a un sistema de
seguimiento solar, cuya misión es conseguir un óptimo posicionamiento de los
deflectores. Con este sistema se maximiza el tiempo de exposición a la radiación
directa de la superficie captadora. Las plantas utilizarán 3 calderas auxiliares de gas
natural de 15MWt netos cada caldera y rendimiento del 90%, como sistemas de
energía auxiliar para controlar la temperatura del HTF con 2 objetivos:
Mantener siempre la temperatura del fluido térmico por encima de su punto
de congelación 12º C. Sin embargo, por motivos de seguridad la temperatura
del fluido térmico nunca será inferior a 65º C.
Compensar la falta de irradiación solar que pueda afectar a la entrega prevista
de energía limitándose la generación eléctrica a partir de dicho combustible, en
cómputo anual, a un 15% de la producción total anual de electricidad siempre
que se establezca una venta libre de energía en el mercado o a un 12% si se
establece tarifa regulada (de acuerdo con lo establecido en el RD 661/2007).
Esta compensación hace que la energía termosolar sea gestionable.
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La turbina de vapor seleccionada para las plantas, modelo Man-Turbo de 55MWe, está
constituida por dos cuerpos, uno de alta presión (HP) y otro de baja presión (LP). El
cuerpo de alta presión recibirá todo el vapor sobrecalentado producido en los dos
trenes de generación de vapor, mientras que el cuerpo de baja presión recibirá el
vapor recalentado. La turbina dispondrá de cinco extracciones de vapor intermedias
(cuatro en la parte de LP y una en la parte de HP) antes de la descarga hacia el
condensador para el precalentamiento del agua de alimentación y la desgasificación de
los condensados. El generador eléctrico considerado para las plantas es un generador
síncrono de dos polos. El campo solar constará de la tecnología Senertrough para los
colectores compuesta de un tubo central denominado torquetube, brazos estampados
que soportan los espejos y el soporte del tubo absorbedor o HEC (Heat Colector
Element) formando el SCE. La dimensión de un SCA es de ciento cincuenta metros.
Estos ensamblajes de colectores, que se mueven mediante un único sistema de
actuación hidráulico, están compuestos a su vez de varios segmentos o SCEs cuya
longitud ronda los doce metros.
La planta de Soluz-Guzmán situada en la localidad cordobesa de Palma del Río
comprenderá una superficie efectiva de 310.406m² de espejos, con un total de 4.608
SCEs, lo que supone la instalación de 96 lazos paralelos. El campo solar se divide en
cuatro subcampos con el mismo número de colectores (24). Existirán dos tuberías
principales de aceite, una de impulsión y otra de retorno. Tiene prevista una
generación de recurso eléctrico de 108.543.267 kWhe /año mediante la hibridación del
recurso solar con un 15% de gas natural y de 104.519.291 kWhe /año mediante la
hibridación del recurso solar con un 12% de gas natural.
La planta de Enerstar Villena situada en la localidad alicantina de Villena comprenderá
una superficie efectiva de 339.506m² de espejos, con un total de 5.040 SCEs, lo que
supone la instalación de 105 lazos paralelos 91 en configuración tipo U y 14 en W. La
configuración en U consta de cuatro SCA en paralelo dos a dos y en W de cuatro SCA
en paralelo. El campo solar se divide en 5 subcampos. Existirán dos tuberías principales
de aceite, una de impulsión y otra de retorno. Tiene prevista una generación de
recurso eléctrico de 103.906.371kWhe/año mediante la hibridación del recurso solar
con un 15% de gas natural y de 100.036.977kWhe/año mediante la hibridación del
recurso solar con un 12% de gas natural.
A partir de los años tipo empleados para llegar a estos resultados de producción se
detallarán los autoconsumos de la planta, el consumo de gas natural estimado, los
modos de operación y la posible ampliación de un sistema de almacenamiento de
energía.
Objetivos del proyecto.
Según el contrato EPC-llave en mano (Engineering, Procurement and Construction)
ambas plantas deben cumplir unos rendimientos al año equivalentes a una
determinada energía neta vertida a red expresados en el apartado anterior. El objetivo
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Parabólico
del proyecto es estudiar y optimizar los siguientes aspectos que impactan
directamente en un rendimiento económico para la empresa.
Autoconsumos de los distintos equipos que actúan en la planta y según el
marco que establece el Real Decreto 661/2007 se diferenciará entre consumos
propios a la generación y los consumos que se asumen de no generación. Se
propondrá el modo de alimentación de cada uno de ellos ya sea a través de la
energía producida por el alternador o por una línea de abastecimiento externa.
Estrategia de consumo de gas natural con respecto a lo establecido en el Real
Decreto. Para cumplir con este objetivo el consumo de gas merece un estudio
detallado y preciso para maximizar la producción en caso de necesidad.
Modos de operación que tienen las plantas, se realizará un estudio y se
tratarán de optimizar en función de los distintos escenarios de climatología o
estado de la unidad que se puedan plantear.
Ampliación de la planta Soluz-Guzmán de un sistema de almacenamiento de
energía con sales fundidas realizándose un estudio económico de la inversión y
analizándose su viabilidad. Este estudio merecerá especial atención ya que un
sistema de almacenamiento de energía con sales fundidas permite la
generación de energía en períodos de baja radiación solar o después de la
puesta de sol.
Resultados
Autoconsumos
Con respecto a la optimización de los equipos del bloque de potencia se opta por el
uso de un grupo turbina-generador de 55MW, dado que a pesar de ser más costoso
se alimenta a los consumos propios de generación de la planta estimados de un
9,77% y a los altos niveles de eficiencia que presenta. En cuanto a los motores de
las bombas de agua de alimentación, bombas de HTF, bomba auxiliar de HTF,
motores de torres de refrigeración se ha optado por aquellos que presenten un
menor valor de pérdidas traducido en un mayor rendimiento.
En el caso del transformador auxiliar se ha optado por un equipo robusto en el que
se barajaron dos ofertas. Una más barata respecto a la otra pero con mayor
número de pérdidas. Se realizó un estudio de capitalización de pérdidas en el que
se contemplaban los años de vida útil de la planta. Se llegó al resultado de que a
pesar de ser un equipo más caro el que garantizaba menor número de pérdidas es
el que mejor resultado económico presentaba.
Los variadores de velocidad por exigencias de la propiedad se requería ventilación
redundante de los equipos. Ninguno de los ofertantes fue capaz de incluir
ventilación redundante aunque se optó por un sistema que garantizase la mínima
refrigeración.
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Modos de operación
Al tratarse de una planta sin sistema de almacenamiento de energía la correcta
operación de la planta es más compleja de realizar si se quiere optimizar el
resultado final. Es por ello que los modos de operación deben estar bien definidos
y deben contemplar todos los posibles escenarios debidos a climatología y
operación. Para que el operador sepa qué modo aplicar para qué escenario deben
ser claros de identificar y no dejar sin definir ningún escenario. Los modos de
operación estudiados y descritos se adaptan a todos los posibles escenarios y de su
correcta aplicación dependerá enormemente el resultado de explotar la planta.
Estudio de la viabilidad económica de la ampliación de un sistema de
almacenamiento de energía con sales fundidas
Debido al valor que aporta un sistema de almacenamiento con sales se ha realizado
un estudio de viabilidad económica para su inclusión en la planta de SoluzGuzmán.
Se realizó un estudio de sensibilidad en el que se analizaron las siguientes
variables:
Nivel de ingresos.
Gastos de OPEX.
Coste de financiación.
Años de amortización.
Los valores de TIR para los escenarios más probables, con pequeñas variaciones
respecto al caso inicial, indican que la TIR entre un 41% a un 30% lo cual son
valores aceptables y comunes para proyectos de esta envergadura y este nivel de
apalancamiento.
Estudio de la estrategia de consumo de gas natural.
Se estudiaron tres escenarios posibles:
Estrategia A: Calderas a 100% de carga.
Estrategia B: Ayuda en el arranque y prolongación de la parada.
Estrategia C: Maximización en producción.
Se estableció un orden de prioridad para estudiar en qué horas del día de los
escenarios estudiados se consumirá gas natural. El orden de prioridad fue el
siguiente:
Primero: según la estrategia a seguir, A, B o C.
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Segundo: considerando la curva eficiencia/nivel de carga se ha optado por
dar prioridad a los puntos en los que la pendiente de dicha curva es más
pronunciada. Con una pendiente más pronunciada el consumo del gas
resultó ser más provechoso.
La energía aportada por las calderas siguiendo las tres estrategias fueron:
Se obtuvo una energía eléctrica bruta producida por el campo solar y la
hibridación del gas natural de:
Con lo que la Estrategia C resultó ser la más optimizada obteniendo el mayor
consumo de gas para la producción de un 15% del total de la energía eléctrica de la
planta.
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Parabólico
Abstract
Legal, Royal Decree 661/2007.
This Royal Decree implements the principles laid down in Law 54/1997 of 27
November, the electricity sector by ensuring that operators within the special regime a
reasonable return on their investments and electricity consumers also fair allocation of
costs incurred electrical system, but are encouraged to participate in the market.
Besides this Royal authorized by hybridizing the possibility of using gas for maintaining
the temperature of the heat transfer fluid in order to compensate for lack of irradiance
that may affect the energy generated. By that decree limiting the use of gas as a fuel to
15% of the total output of electricity provided to establish an energy-counter market
or 12% of total electricity production by setting regulated tariff.
Plants Enerstar Soluz-Guzman and Villena.
Plants Soluz-Guzman and Villena Enerstar FCC group ownership are in advanced stage
of construction. Both power plants 50MWe net installed. The solar field at both plants
will consist of parallel loops of parabolic equipped with a sun tracking mechanism at all
times to direct solar radiation incident on the receiver tube. Following the sun from
east to west, collectors reflect and concentrate sunlight about eighty times over the
tubes. The heat transfer fluid is heated by solar radiation concentrated to a
temperature of about 400 ° C. The units of the collectors are installed in parallel rows
oriented north to south. These manifolds are endowed with a rotary motion about its
longitudinal axis, which is achieved by a tracking system, whose task is to achieve an
optimal positioning of the baffles. With this system maximizes the time of exposure to
direct radiation from the surface waveguide. 3 plants auxiliary boilers used natural gas
boiler 15MWt each net yield of 90% as auxiliary power systems for controlling the
temperature of the HTF with two objectives:
Always keep the thermal fluid temperature above its freezing point 12 ° C.
However, for security reasons the thermal fluid temperature is never below
65°C.
Compensate for the lack of solar radiation that could affect the planned
delivery of limited energy power generation from the fuel, calculated annually,
to 15% of the total annual production of electricity provided to establish an
energy counter in the market or 12% if regulated rate is set (in accordance with
the provisions of Royal Decree 661/2007). This compensation makes solar
thermal power is manageable.
The steam turbine selected for plants, Man-Turbo model 55MWe, consists of two
parts, a high pressure (HP) and a low pressure (LP). The body of high pressure
superheated steam receive all the trains produced in steam generation, while the body
will receive the low-pressure superheated steam. The turbine has five intermediate
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vapor extraction (four in the LP and HP in part) before discharge into the capacitor to
the feed water preheating and degassing of the condensates. The electric generator
plants is considered for a synchronous generator poles. The solar field will consist of
technology SENERtrough for collectors composed of a central tube called torquetube,
stamped arms supporting the mirrors and the absorber tube support or HEC (Collector
Heat Element) forming the SCE. The size of an ACS is one hundred fifty meters. These
collector assemblies, which are moved by a single hydraulic actuation system, are each
made up of several segments or SCEs whose length is around twelve meters.
Soluz plant-Guzman in the city of Palma del Rio Cordoba comprise a 310.406m ²
effective surface of mirrors, with a total of 4,608 SCEs, which involves the installation
of 96 parallel loops. The solar field is divided into four subfields with the same number
of collectors (24). Exist two main oil pipeline, a drive and a return. It has provided a
generation of electric resource kWhe 108,543,267 / year by hybridization of the solar
resource with 15% natural gas and kWhe 104,519,291 / year by hybridization of the
solar resource with 12% natural gas.
Villena Enerstar plant located in the Alicante town of Villena comprise an effective
surface mirrors 339.506m ² with a total of 5,040 SCEs, which involves the installation of
105 parallel loops 91 in U-configuration and 14 in W. The U-shaped configuration
consists of four parallel SCA two to two and four SCA W in parallel. The solar field is
divided into 5 subfields. Exist two main oil pipeline, a drive and a return. It has
provided a generation of electric resource 103.906.371kWhe/año by hybridization of
the solar resource with 15% natural gas and 100.036.977kWhe/año by hybridization of
the solar resource with 12% natural gas.
As the years such employees to reach these production results detailing own
consumption of the plant, the estimated natural gas consumption, modes of operation
and possible expansion of an energy storage system.
Results
Auto consumption
With regard to the optimization of the equipment of the power block is chosen by the
use of a turbine-generator group 55MW, since despite being more expensive is fed to
the own consumption of the plant generating an estimated 9, 77% and high levels of
efficiency that arises. As for the pump motors feedwater pumps, HTF, HTF auxiliary
pump, engine cooling towers has been chosen by those who present a lower value of
losses resulted in increased performance.
In the case of the auxiliary transformer has chosen a strong team in which two bids
were considered. A cheaper relative to each other but with a greater number of losses.
A study capitalization of losses which provided for the useful life of the plant. He came
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to the conclusion that despite being more expensive equipment which ensured fewer
losses is the best economic result presented.
The variable speed requirements of the property is required redundant ventilation
equipment. None of the bidders was able to include redundant ventilation but opted
for a system that guaranteed the minimum cooling.
Operation modes
Being a plant without energy storage system for proper operation of the plant is more
complex to do if you want to optimize the final result. That is why the operating modes
must be well defined and should address all possible scenarios and operation due to
weather. For the operator knows how to apply what stage should be clear to identify
and not be left out any scenario. The operation modes studied and described are
adapted to all possible scenarios and their correct application depends greatly the
result of exploiting the plant.
Study of the economic feasibility of the extension of an energy storage system using
molten salts.
Due to the value provided by a salt storage system has made a study of economic
feasibility for inclusion in plant Soluz-Guzman.
We performed a sensitivity study which analyzed the following variables:
• Level of income.
• OPEX costs.
• Cost of financing.
• Years of amortization.
TIR values for the most likely scenarios, with small variations from the initial case,
indicate that the IRR from 41% to 30% which are acceptable values and common for
projects of this magnitude and this level of leverage.
Study strategy natural gas consumption.
We studied three possible scenarios:
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• Strategy A: Boilers at 100% load.
• Strategy B: Help in starting and prolonging the stop.
• Strategy C: Maximizing production.
Established a priority order to study at what time of day of the scenarios studied
consume natural gas. The order of priority was as follows:
• First, as the strategy to follow, A, B or C.
• Second, considering the efficiency curve / load level has been chosen to prioritize the
points where the slope of the curve is steeper. With a steeper slope of the gas
consumption was more profitable.
The energy from the boiler following the three strategies were:
We obtained a gross electric power produced by the solar field and the hybridization
of natural gas:
Thereby Strategy C was the most optimized obtaining increased consumption of gas
for 15% of the total electric power plant.
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Capítulo 1. Introducción y planteamiento del proyecto
1. Objetivo del proyecto
El objetivo del proyecto es maximizar el resultado económico de las plantas
termosolares Soluz Guzmán (Córdoba) y Enerstar Villena (Alicante), ambas propiedad
del grupo FCC durante su vida útil. Ambas plantas poseen tecnología Colector CilindroParabólico con hibridación de gas natural y sin sistema de almacenamiento de energía
de sales fundidas.
Con el fin de abordar el objetivo del proyecto se estudiarán mejoras a nivel de diseño y
estrategia de operación que permitirán maximizar el resultado económico de las
plantas.
Ambas plantas tienen configuraciones homólogas por lo que se estudiarán las mejoras
para una planta termosolar tipo que posteriormente permita la implantación de los
resultados sobre las plantas objeto del estudio.
Según el contrato EPC-llave en mano (Engineering, Procurement and Construction) las
plantas deben cumplir unos rendimientos al año equivalentes a una determinada
energía neta vertida a red.
2. Motivación del proyecto
El parque solar termoeléctrico en España cuenta con 61 plantas de las cuales 23 están
en operación 26 están en fase de construcción avanzada y 12 están en preasignadas
contando para finales de 2013 de una potencia total instalada de 2.525,30 MW y una
producción estimada de 7.548GWh/año.
A partir de los años tipo empleados para llegar a los resultados de producción se
detallarán los autoconsumos de la planta, el consumo de gas natural estimado, los
modos de operación y la posible ampliación de un sistema de almacenamiento de
energía.
Debido a la existencia de penalizaciones impuestas en el contrato EPC el contratista se
ve en la obligación de cumplir objetivos de rendimiento técnico de la instalación. Este
rendimiento técnico se traduce en unos valores de producción garantizados. Para ello
el contratista debe de elaborar un plan exhaustivo de los recursos y capacidades desde
la fase de diseño de ingeniería hasta la recepción definitiva por parte de la propiedad.
3. Descripción funcional general de una planta termosolar
Una central térmica solar o central termosolar es una instalación industrial en la que, a
partir del calentamiento de un fluido térmico mediante radiación solar y su uso en un
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ciclo termodinámico convencional, se produce la potencia necesaria para mover un
alternador para generación de energía eléctrica.
La energía solar termoeléctrica es gestionable y puede verter electricidad al sistema
incluso en momentos en los que no se dispone de radiación solar haciendo uso de los
sistemas de almacenamiento o de hibridación de las centrales. Esta característica dota
a la solar termoeléctrica de una mayor flexibilidad frente a otras tecnologías
renovables resolviendo en parte el problema de la imposibilidad de almacenar la
energía eléctrica, contribuyendo así facilitar la gestión del seguimiento de la demanda
por parte del operador del sistema eléctrico. Adicionalmente, la interfaz con la red en
las centrales termosolares la constituyen equipos generadores de gran inercia
mecánica que contribuyen a su estabilidad en el caso de incidencias de corta duración.
Figura 1.1 Esquema planta termosolar
3.1 Campo solar
La función del Sistema Campo de Colectores Cilindro-Parabólicos (CCP’s) es calentar
aceite térmico (HTF) produciendo un caudal suficiente de aceite térmico caliente de
manera que se aporte la potencia térmica requerida por el Sistema de Generación de
Vapor. El calentamiento del aceite se realiza concentrando radiación solar directa
sobre tubos absorbedores mediante el uso de espejos.
El Sistema Campo de CCP’s está formado por el conjunto de Sistemas Lazo de Campo
Solar, el Sistema de Tuberías de Reparto (Headers) de aceite térmico frío y caliente y el
conjunto de Sistemas de Seguimiento.
El Campo de CCP’s estará compuesto por lazos de colectores y todos sus elementos de
interconexión y está dividido en sub campos.
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Figura 1.2 Vista aérea Soluz Guzmán
El circuito de aceite térmico de cada uno de los sub campos del Campo Solar estará
equilibrado hidráulicamente mediante válvulas regulación a la salida de cada lazo de
CCP’s.
El Campo Solar funciona gracia a un Sistema de Seguimiento que estará constituido por
un controlador local y un sistema de accionamiento. El Sistema de Seguimiento se
encarga de mover cada colector cilindro parabólico para que este siga al Sol en su
trayectoria en un solo eje y de forma discontinua. Tendrá una precisión y una
resolución tal que se maximice la radiación reflejada en el foco de la parábola en todo
momento.
Cada Colector Cilindro-Parabólico (CCP) cuenta con un controlador independiente que
está provisto de un módulo de comunicación que permite monitorizar la operación
desde el Sistema de Control Distribuido (SCD).
Desde el SCD se podrán activar las órdenes necesarias para que cada colector realice,
de forma general:
Ir a seguimiento solar;
Ir a posición de abatimiento;
Ir a posición segura;
Ir a posición de mantenimiento;
Ir a posición fija;
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Ir a seguimiento desfasado;
Ir a desenfoque de emergencia;
Ir a enfoque;
Puesta a cero;
Sin orden.
El sistema de lazos del campo solar está formado por los siguientes elementos:
Los Lazos son cada uno de los conjuntos de colectores y espejos que forman el
campo. Están formados por una tubería de aceite (tubo o colector absorbedor)
de unos 600 metros que nace y muere en otros colectores perpendiculares a
los lazos que constituyen el Sistema de Tuberías de Reparto (que se llaman
headers), los espejos que concentran la radiación en el tubo colector y la
estructura que soporta los tubos y los espejos y que mediante un motor y la
instrumentación correspondiente permite girar los espejos según el avance
solar;
El elemento unitario estructural con sus espejos correspondientes de cada lazo
es el SCE que mide unos 12 metros;
Los SCE se unen de 12 en 12 formando un SCA que tiene un motor en el centro
para mover esos 12 x12 metros de espejos unidos estructuralmente y que tiene
apoyos cada 12 metros que son los que hay que anclar a los pilotes;
Un lazo está formado por 4 SCA de modo que cada lazo tiene una longitud
aproximada de 600 metros;
Según su disposición podrán ser en U o en W. Los lazos en U son dos
alineaciones de 2 SCA cada una con un total de 300 metros de ida y 300 de
vuelta. Los lazos en W están formados, como todos los lazos, por 4 SCA pero los
4 se disponen en paralelo (4 tramos de 150 metros);
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Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
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Fig. 1.3 Disposición lazo en U y W
Los Lazos se comunican desde sus respectivos LOCs (Local Control Box) con el centro
de control que gestiona el Campo Solar
Existen diferentes tipos de apoyos en los lazos:
Drive pylon: o Pilar Motriz, es el encargado de apuntar los colectores hacia el
sol, siguiendo su movimiento de Este a Oeste. En él se instala tanto el sistema
de actuación hidráulico, como el LOC y la instrumentación necesaria para la
operación del SCA;
Middle-End-Shared pylons: pilares intermedios, finales y compartidos, son
estructuras de celosía encargadas de soportar los SCEs en su sitio además de
permitirles el giro sobre su eje.
Se empleará aceite térmico tipo ‘Dowtherm A’ o similar.
Los espejos cilíndricos parabólicos estarán formados por un vidrio de bajo contenido
en hierro de un espesor de unos 4mm y una capa de alta reflectividad en la parte
posterior.
Los tubos absorbedores estarán formados por un tubo interno de acero inoxidable por
el que circula el fluido caloportador. A su vez, se encontrará cubierto por otro tubo de
vidrio, que mantendrá un vacío que hace de aislante térmico. Su índice de absorción es
superior al 0,94, y su emisividad a 400º C es inferior a 0,10.
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La planta dispone de dos sistemas de alimentación ininterrumpida y un grupo de
emergencia.
Uno de los sistemas de alimentación ininterrumpida actúa sobre los equipos de la isla
de potencia mientras que el otro que actúa sobre el campo solar.
En caso de producirse una falta de tensión en la planta entraría el SAI del bloque de
potencia para la alimentación de los controladores de la planta al tiempo que se inicia
el arranque del grupo electrógeno; y por otro lado, ante una falta de tensión en el
campo solar los colectores desenfocarían 2º mediante el propio acumulador del grupo
hidráulico, y entraría el SAI del campo solar que desenfocaría los colectores 10º con el
fin de conseguir que la temperatura del aceite no supere 400º C. Una vez el grupo
electrógeno haya alcanzado el régimen de funcionamiento arrancarían los equipos
vitales de la planta como son las bombas de refrigeración de circuito cerrado y circuito
abierto, bomba auxiliar de HTF que mantendrá un caudal mínimo de HTF a través del
campo solar y otros servicios como son los traceados eléctricos y la iluminación de
emergencia.
3.2 Turbina de Vapor
La función de la turbina de vapor consiste en transformar la energía del vapor
generado en energía mecánica que propulsa el generador eléctrico para producir
electricidad.
Mediante extracciones de vapor de la turbina a diferentes niveles de presión se
precalienta además el agua de alimentación para incrementar el rendimiento del ciclo
Rankine de agua-vapor en que se basa el ciclo térmico de esta planta.
La turbina de vapor seleccionada para la Planta, modelo MAN-Turbo de 55MWe, está
constituida por 2 cuerpos, uno de alta presión (HP) y otro de baja presión (LP). El
cuerpo de alta presión recibirá todo el vapor sobrecalentado producido en los 2 trenes
de generación de vapor, mientras que el cuerpo de baja presión recibirá el vapor
recalentado.
Como se ha indicado, para aumentar el rendimiento del ciclo de Rankine, la turbina
dispondrá de 5 extracciones de vapor intermedias (3 en la parte de LP y 2 en la parte
de HP) antes de la descarga hacia el condensador, para el precalentamiento del agua
de alimentación y la desgasificación de los condensados.
Los dos cuerpos de la turbina (el de HP y el de LP) están acoplados axialmente al eje
del generador. El cuerpo de alta presión se acopla mediante una caja de engranajes
reductores para adecuar la velocidad de rotación de la turbina a la del generador. El
cuerpo de baja se acopla directamente al eje del generador.
El cuerpo de alta presión admite el vapor sobrecalentado del generador de vapor,
donde se expande hasta la presión de operación de la turbina de baja presión. El vapor
de baja presión que sale del cuerpo de alta presión se conduce al sistema de
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generación de vapor para su recalentamiento en un recalentador. Una vez recalentado
vuelve a las condiciones de temperatura y presión requeridas y se introduce en el
cuerpo de baja presión de la turbina de vapor. El vapor cede su energía útil en la
turbina para la generación de energía mecánica y finalmente sale axialmente de la
turbina a la presión del condensador.
La función principal del sistema de vapor y bypass es conducir el vapor producido en el
generador de vapor a la turbina de vapor.
Las funciones para las que ha sido diseñado el Sistema de Vapor y By-pass son las que
a continuación se indican:
Suministrar vapor desde el sobrecalentador del generador de vapor al cuerpo
de alta presión de la turbina de vapor, donde se produce la primera expansión
del mismo;
Una vez que el vapor se ha expansionado en la turbina de alta presión,
conducirlo nuevamente al recalentador donde es recalentado;
Suministrar vapor al cuerpo de baja presión de la turbina de vapor desde el
recalentador del generador de vapor;
Suministrar vapor principal al colector de vapor auxiliar durante la operación
normal del grupo;
Suministrar vapor a los precalentadores de baja presión, alta presión y
desgasificador;
Recogida y envío del condensado formado en las distintas líneas de vapor al
tanque atmosférico de drenajes (para su posterior recuperación en el
condensador) o al tanque de expansión del condensador;
Facilitar la operación y disminuir los tiempos de arranque en frío o en caliente
de la unidad, al alcanzarse con mayor rapidez y menores tensiones en los
materiales las temperaturas de vapor requeridas por el generador de vapor y la
turbina;
Absorber rechazos de carga de la turbina de vapor.
3.3 Sistema de condensación
El vapor expandido en el cuerpo de baja presión de la turbina se descarga axialmente
en un condensador refrigerado por el sistema de agua de circulación. El condensador
está compuesto por tubos y placas tubulares de titanio.
25
El sistema de bombeo de condensados se encargan de extraer los condensados del
pozo caliente del condensador e impulsarlos hacia los 3 calentadores de Baja presión.
Dicho sistema de bombeo estará formado por 3 bombas del 75% de capacidad cada
una, estando dos en funcionamiento y otra en reserva. Los 3 intercambiadores de BP
se alimentarán mediante 3 extracciones de la sección de BP de la turbina de vapor.
Las funciones para las que ha sido diseñado el Sistema de Condensado son las que a
continuación se indican:
Condensar el vapor de escape del cuerpo de baja presión de la turbina de
vapor. Esta función se realiza dentro del Condensador, actuando el agua que
circula por el interior de los tubos como foco frío;
Condensar el vapor procedente de las válvulas de by-pass de baja presión, y de
la válvula de descarga de flujo inverso, en secuencias de arranque, rechazo de
carga o disparo;
Absorber los aportes procedentes de los diversos sistemas del ciclo que son
conducidos al Condensador;
Extraer el aire y los gases incondensables mediante el sistema de vacío del
condensador;
Impulsar el condensado desde el pozo caliente del Condensador, mediante las
Bombas de Condensado y a través de los precalentadores de baja presión,
hasta el desgasificador;
Llenado de líneas del Sistema de Agua de Alimentación, previo al encendido del
generador de vapor y llenado de impulsiones de bombas;
El condensado se utilizará, en este recorrido hacía el desgasificador, como
fluido refrigerante en el Condensador de Vapor de Sellado de turbina, situado
en el colector de descarga de las Bombas de Condensado, y así asegurar el
vacío necesario para mantener el sellado de la turbina de vapor;
Reponer las pérdidas de agua del ciclo, con el aporte de agua tratada al
Condensador procedente del Tanque de Almacenamiento de Condensado,
mediante las Bombas de Aporte Normal y de Emergencia (2 x 100%);
Suministrar condensado a los siguientes equipos y sistemas:
o Al Tanque Atmosférico de drenajes;
o Al Tanque de Expansión del Condensador;
o Al sistema de atomización de agua al Condensador (water curtain);
26
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
o Al sistema de enfriamiento de la campana de escape del cuerpo de baja
presión de la turbina de vapor (hood spray);
o Al Sistema de Dosificación Química;
o A las Bombas de Vacío del Condensador;
o A las válvulas del ciclo que necesitan sellado;
o Sellado de las propias Bombas;
o A las válvulas de by-pass del vapor de baja presión para atemperación;
o Al atemperador de Vapor de Sellado;
3.4 Sistema de vapor y by-pass
Se incluirán tres (3) Bombas de Condensado centrífugas horizontales segmentadas del
75% de capacidad cada una que aspirarán del pozo caliente del Condensador e
impulsarán el condensado hacia el desgasificador a través de los calentadores de Baja
Presión LP. Las bombas de condensados dispondrán de un variador de frecuencia cada
una.
Tras obtener el condensado proveniente del Condensador, se dirigirá hacia el
condensador de vapor de sellos y tres (3) Calentadores de Agua de Baja Presión LP con
el fin de precalentar el agua de alimentación previo almacenamiento en el
Desgasificador. La temperatura alcanzada a la salida del conjunto de calentadores será
la correspondiente a la temperatura de saturación a la presión del desgasificador. El
vapor mediante el cual se alimentará a los calentadores se obtendrá a partir de tres
extracciones en la sección de Baja Presión de la Turbina de Vapor.
3.5 Engranaje reductor
El propósito del engranaje reductor incorporado al equipo será permitir una adecuada
transmisión de la potencia mecánica entre ambos elementos y que tanto la turbina
como el generador eléctrico tengan velocidades diferentes, cada una de ellas
optimizada.
3.6 El grupo turbo-generador
El grupo turbo-generador comprende:
Turbina de vapor de alta presión;
Turbina de vapor de baja presión;
27
Generador;
Caja de engranajes reductores para acoplamiento del generador;
Válvulas de admisión y control;
Sistema de control;
Sistema hidráulico;
Sistema de lubricación;
Virador motorizado y manual;
Otros sistemas accesorios y auxiliares;
o Sistema de generación de vapor;
3.7 Sistema de generación de vapor
Las funciones del Sistema de Generación de Vapor son:
Durante la operación normal:
o Producir vapor principal mediante el calentamiento del agua de
alimentación utilizando como fuente de calor el aceite térmico del
campo solar;
o Subir el nivel térmico del vapor recalentado frío que proviene de la
turbina de vapor, convirtiéndolo en vapor recalentado caliente,
utilizando como fuente de calor el aceite térmico del campo solar o
Mantener el nivel de agua en los evaporadores absorbiendo
fluctuaciones de nivel debidas a cambios de carga térmica aportada por
el campo solar, cambios de demanda de vapor, presiones y caudal de
agua entrante en el calderón del evaporador de fluido térmico;
o Controlar la calidad de agua en los evaporadores mediante la purga
continua;
o Conducir la purga intermitente. La purga intermitente se utiliza para
evacuar los sólidos que se acumulan en los evaporadores de forma
periódica;
o Proteger el circuito lado aceite de una sobrepresión por rotura de tubos
del lado agua dentro de los intercambiadores de calor;
28
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Durante los arranques del ciclo:
o Controlar los niveles de agua en los calderines de evaporadores
mediante la purga de arranque para controlar el nivel de los calderines
en el punto de ajuste de arranque.
Durante cualquier modo de operación de los generadores de vapor:
o Controlar la calidad del agua del ciclo, mediante la toma de muestras
localizadas en el generador de vapor.
La regulación de los Generadores de Vapor se realizará mediante válvulas de Control.
Dentro de este sub apartado se describe todo el sistema de intercambio térmico entre
el fluido de transferencia de calor (HTF) y el fluido bifásico agua-vapor que conforma el
ciclo Rankine con recalentamiento que permite la producción de energía en la turbina
de vapor.
Este sistema estará compuesto por dos (2) Trenes de Generación de Vapor en paralelo
del 50% de capacidad cada uno, formados por intercambiadores de carcasa y tubos
incluyendo los Generadores de Vapor.
Cada tren estará constituido por los siguientes equipos, conectados entre sí en serie:
Un precalentador de agua de alimentación;
Un generador de vapor (o evaporador);
Un sobrecalentador.
En paralelo a ellos, se situará un Recalentador por cada tren, al que se conducirá el
vapor procedente de la descarga del escalonamiento de alta presión de la Turbina.
Los equipos del circuito de generación de vapor se emplean para precalentar el agua
de alimentación y para generar, sobrecalentar y recalentar el vapor que será
conducido a la Turbina-Generador de Vapor. El calor intercambiado en los equipos es
cedido por el Fluido Térmico.
El vapor procedente de la descarga del escalonamiento de alta presión de la Turbina
llega a los dos recalentadores, situados en paralelo, donde es recalentado por
intercambio con aceite térmico procedente del campo solar. Los recalentadores son
intercambiadores de calor de tipo carcasa y tubos.
La purga de los generadores de vapor es conducida mediante un sistema de tuberías a
un Tanque de Purga Continua y a un Tanque de Purgas Intermitente. A la salida del
tren de generación de vapor, el aceite procedente de ambos trenes, se mezcla y se
29
conduce mediante un sistema de tuberías hacia el sistema de expansión de Fluido
Térmico.
El vapor sobrecalentado hasta los parámetros requeridos es conducido a la turbina de
vapor a través del colector de alta presión. La turbina de vapor opera a presión
deslizante; con carga máxima de la turbina, el vapor es generado a la máxima presión y
con carga mínima la presión de vapor disminuye. El vapor recalentado es suministrado
a la sección de baja presión de la turbina de vapor.
El precalentador de agua de alimentación será un intercambiador horizontal de
carcasa. El agua de alimentación circulará por el lado tubos y el fluido térmico por el
lado carcasa.
El generador de vapor será también un intercambiador horizontal de carcasa y tubos
tipo TEMA. El agua de alimentación / vapor circulará por el lado carcasa y el fluido
térmico por el lado tubos.
El sobrecalentador de vapor será un intercambiador horizontal de carcasa y tubos. El
vapor circulará por el lado tubos y el fluido térmico por el lado carcasa.
Cada recalentador consistirá en un intercambiador. El fluido térmico circulará por el
lado carcasa y el vapor por el lado tubos.
3.8 Sistema de agua de alimentación.
Las funciones para las que ha sido diseñado el Sistema de Agua de Alimentación son las
que a continuación se indican:
Aporte de agua al generador de vapor a través de sus respectivos
precalentadores;
Aporte de agua para atemperación del vapor de by-pass de Alta Presión (AP);
Aporte de agua para atemperación del vapor del colector de vapor de Baja
Presión (LP);
Aporte de agua a la caldera auxiliar de vapor de sellos;
Eliminar los gases incondensables disueltos en el agua de alimentación en el
desgasificador.
Se incluyen dentro del sistema los siguientes equipos:
Tres Bombas de agua de alimentación de alta presión (3 x 50%);
Tanque de almacenamiento de agua de alimentación con desaireador;
Dos Bombas Auxiliares de Agua de Alimentación;
30
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Dos precalentadores de agua de alimentación de alta presión;
Tuberías, válvulas y accesorios, necesarios para la interconexión de los equipos
y el correcto funcionamiento del sistema.
Con el objeto de eliminar los gases incondensables disueltos, generalmente O2 y CO2,
en la corriente de agua de alimentación a los Trenes de Generación de Vapor, se
procederá a la instalación de:
Cabeza Desgasificadora
Depósito de Almacenamiento de Agua Desgasificada (Tanque de Agua de
Alimentación).
La cabeza desgasificadora contará con dos zonas de desgasificación y de un dispositivo
de purga de incondensables.
El agua a desgasificar se introduce en la cabeza desgasificadora por la parte superior, a
través de unas boquillas pulverizadoras, que atomizarán el agua en el seno de la
cabeza desgasificadora. De esta manera, el agua alcanza rápidamente la temperatura
de servicio y se realiza la primera desgasificación; donde la mayor parte del oxígeno
será eliminada.
A continuación, el agua pasa a la segunda zona de desgasificación, la cámara de
mezcla. Esta cámara constará de dos cuerpos concéntricos: el cuerpo exterior que está
comunicado con la llegada de vapor y el interior, que está perforado para permitir el
paso del vapor que en ascensión hacia la cabeza desgasificadora se pone en contacto
por segunda vez con el agua desgasificada y reduce aún más el contenido en gases
incondensables.
El vapor que no ha llegado a condensarse, juntamente con los incondensables (O2,
CO2, etc.) llega a la parte superior de la cabeza desgasificadora, donde existirá un
serpentín refrigerado por el agua de entrada. En este serpentín se condensará la
mayor parte del vapor, descargando al exterior solamente los incondensables, con un
mínimo arrastre de vapor.
Tanto la Cabeza desgasificadora como el Depósito de Almacenamiento de Agua
tendrán unas dimensiones apropiadas para su correcto funcionamiento. Irán dotados
de un sobre espesor de corrosión suficiente y se fabricarán con los materiales
adecuados para su correcto funcionamiento durante la vida útil de la planta.
Se instalará un conjunto de tres (3) Bombas Centrífugas de Agua de Alimentación
conectadas a la salida del Tanque de Alimentación de Agua con una capacidad del 50%
cada una de manera que en el modo de operación una de ellas permanezca en reserva.
Las bombas succionarán el agua de alimentación del tanque del desgasificador para
enviarlas al generador de vapor, a través de dos calentadores de agua de alta presión.
El conjunto de bombeo impulsará el caudal necesario en condiciones de operación
31
nominales y de diseño ajustándolo en todo momento a la demanda del generador de
vapor.
Se instalarán dos (2) Bombas Auxiliares de Agua de Alimentación al 100% de capacidad
cada una que impulsará el caudal necesario hacia la caldera de vapor de sellos.
Previa a la entrada de los Trenes de Generación de Vapor se incorporarán dos (2)
Calentadores de Agua de Alta Presión que incrementarán la temperatura de entrada
del agua al tren de generación hasta 250º C aproximadamente mediante la aportación
de vapor de alta presión obtenido a partir de dos extracciones a realizar en el cuerpo
de alta presión de la Turbina de Vapor.
El drenaje del precalentador de más alta presión es conducido al precalentador de
menor presión a través de las válvulas de drenaje, que están controladas por el nivel
en el precalentador. El condensado generado por este proceso en el precalentador de
menor presión, es transportado al tanque de agua de alimentación (desgasificador) por
las válvulas de drenaje, que estarán controladas por el nivel en dicho precalentador.
3.9 Sistema de agua de circulación.
Las funciones para las que ha sido diseñado el sistema son:
Refrigerar el Condensador principal de la planta, transfiriendo la carga térmica
al agua circulante;
Enfriar el agua del circuito de circulación mediante transferencia térmica y de
masa en una Torre de Refrigeración;
Impulsar el agua desde las Bombas hasta los rociadores de las Torres, pasando
por el Condensador. El agua desde los rociadores de las Torres caerá por
gravedad a la Balsa de las Torres y de allí pasará a la Cántara;
Refrigerar el agua del circuito abierto de refrigeración de componentes que es
impulsada por Bombas que no pertenecen a este sistema e inyectada en las
tuberías de retorno de agua de circulación;
Limpieza de los tubos del condensador de la turbina de vapor.
El sistema de agua de circulación está constituido por un circuito que capta agua en la
Balsa de las Torres de Refrigeración y la envía a los tubos del condensador donde se
carga térmicamente, y lo devuelve a las Torres de Refrigeración donde se realizará el
enfriamiento.
El sistema de agua de circulación está formado por las torres de refrigeración que
estarán formados por un número de celdas a definir posteriormente, de tipo flujo a
contracorriente, y de tiro forzado. El objetivo de las torres es el de disipar el calor del
condensador y del sistema auxiliar de refrigeración.
32
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
En cuanto a su funcionamiento, el aire será introducido desde la parte inferior de la
torre inducido por el tiro del ventilador, circulará a través del relleno contra la
corriente vertical de agua y será descargada a la atmósfera a gran velocidad.
El agua, que será pulverizada desde la parte superior de las torres mediante unas
boquillas anchas construidas de PVC, caerá sin presión para así facilitar el reparto
uniforme por la celda.
El relleno estará formado por hojas de PVC agrupadas en módulos que cubren toda la
superficie de la torre. El agua se distribuirá por todas las láminas en una fina película y
el calor será transferido al aire principalmente por evaporación. Este material es
químicamente estable y biológicamente inerte, ofreciendo baja resistencia la
configuración al paso del aire, y favoreciendo el íntimo contacto entre el aire y el agua,
a fin de mejorar la transmisión de calor.
El ventilador será de tipo axial con aspas de aluminio o PRFV. Los motores de los
ventiladores estarán colocados en el exterior de la celda húmeda.
Un tanto por ciento del agua que circula por el circuito necesita ser purgada para
mantener los límites de conductividad. Esta agua se repondrá mediante la adición de
agua de aporte. Se ejecutará además una balsa de hormigón común a todas las celdas
que permita tener una autonomía a definir, sin aportes externo de agua.
Bombas de Agua de Circulación: 4 bombas centrífugas suministrando el 33% del
caudal requerido por el condensador a la potencia de salida máxima de la
turbina se encargarán de enviar el agua refrigerada desde la balsa de las torres
hasta la entrada del condensador, situada en la parte inferior. Disponen de un
sistema de protección de bajo nivel para su parada de seguridad. El agua
caliente saldrá por la parte superior del condensador en dirección hacia las
Torres de Refrigeración;
Sistema de limpieza del Condensador: Permite resolver los problemas
derivados del ensuciamiento y formación de incrustaciones en los tubos del
condensador, introduciendo unas bolas mediante unos inyectores situados a la
entrada del condensador que forzarán su paso a través de los tubos del
condensador, limpiándolos por frotamiento. A la salida del condensador se
localizarán unos filtros para recoger las bolas, las cuales serán limpiadas
posteriormente e inyectadas de nuevo;
Inyección química: Para el mantenimiento de la calidad del agua del circuito de
refrigeración se realiza un acondicionamiento químico mediante la dosificación
de tres reactivos. Se propone la disposición de un depósito y dos bombas
dosificadoras (una en reserva) por cada reactivo. Los reactivos utilizados son los
siguientes: un producto anticorrosivo (protege contra la formación de
incrustaciones y la precipitación de sólidos en suspensión), un producto biocida
(elimina bacterias, hongos,…) y un producto ácido (ácido sulfúrico con el fin de
descarbonatar).
33
3.10
Sistema de aceite térmico
El sistema de Aceite térmico es el encargado de introducir aceite mediante bombeo
tanto al campo de CCP’s como al resto de equipos que lo requieran, así como de
absorber las dilataciones del aceite en todo el campo solar. El aceite térmico se
impulsa mediante un grupo de bombeo principal hacia el campo solar, donde a través
de los CCP’s absorberá la energía procedente del sol. Dicho fluido, una vez calentado,
se hará pasar por dos trenes de generación de vapor donde cederá su energía para
generar vapor. El sistema de Aceite Térmico, además realiza acciones de vaciado,
llenado, limpieza y recuperación de aceite.
El fluido térmico será DOWTHERM-A, compuesto por difenilo y óxido de difenilo. La
temperatura de congelación del fluido térmico es de 12º C. Sin embargo, se considera
por motivos de seguridad la temperatura del fluido térmico nunca será inferior a 65º C.
El Sistema de Fluido Térmico se divide en zona Fría y zona Caliente:
La zona Fría comienza desde la salida de los Trenes de Generación de Vapor y
se extiende a través de los Depósitos de Expansión, Bombas de Circulación,
Calderas Auxiliares, Colectores y hasta cada válvula de aislamiento del Circuito
cerrado de Alimentación de los colectores solares. El rango de temperatura de
operación normal de la zona Fría está entre 180º C y 300º C;
La zona Caliente comprende desde la entrada de cada válvula de aislamiento
del circuito cerrado de alimentación de los colectores solares, a través de
dichos circuitos y de sus colectores de retorno, hasta el tanque “Buffer”,
extendiéndose hasta la salida de los Trenes de Generación de Vapor. El rango
de temperatura de operación normal de la zona Caliente está en el orden de
393º C.
Consideraciones del Ciclo Térmico:
La rama Fría realiza un ciclo diario desde la temperatura mínima del sistema de
95º C hasta los 300º C;
La rama Caliente realiza un ciclo diario desde la temperatura mínima del
sistema de 95º C hasta los 393º C;
El número total de ciclos térmicos tras los 25 años de vida de la Planta será de
20.000. Esto es aplicable para fatiga a bajo número de ciclos de los tanques,
intercambiadores de calor y tuberías en las ramas Fría y Caliente.
El sistema de aceite incluirá los siguientes subsistemas:
Sistema de bombeo principal de aceite térmico;
Sistema de expansión y rebose;
34
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Sistema de recuperación y regeneración de aceite térmico (Sistema Ullage);
Sistema anti-congelación y caldera auxiliar;
Sistema de reparto de aceite térmico;
Sistema de amortiguación y acumulación en tanque buffer.
El fluido térmico se hace circular por los colectores de cilindro parabólico del campo
solar mediante el empleo de 5 bombas centrífugas en paralelo de HTF API 610Th
Edition de 1 etapa, Accionamiento Eléctrico de Alta Eficiencia y Velocidad Variable
(VFD).
A la velocidad máxima, cada bomba deberá suministrar hasta el 25% del Fluido
Térmico requerido por el Sistema de Generación de Vapor a la potencia de salida
máxima de la Turbina / Generador. El modo de operación normal a plena carga será de
4 bombas en funcionamiento y 1 en espera. Con el fin de proporcionar servicio a las
calderas auxiliares para el modo de funcionamiento en baja temperatura se dispondrá
de 1 bomba auxiliar de HTF API 610Th Edition de 1 etapa. La bomba deberá ser capaz
de suministrar caudal suficiente para prevenir una caída de temperatura de más de
30º C en el Fluido Térmico desde la entrada a la salida de los circuitos cerrados de los
colectores solares cuando la temperatura de entrada es de 95º C, que es la
temperatura de entrada de diseño mínima.
3.11
Sistema de Tanques de expansión y Tanque Pulmón
Los tanques de expansión servirán para acomodar las expansiones y contracciones que
tienen lugar debido a los cambios de temperatura que sufre el aceite térmico.
El tanque buffer sirve como "acumulador de energía" para absorber los efectos
negativos de la ausencia o reducción de radiación solar durante cortos transitorios en
operación normal de planta. También ayuda para homogenizar la temperatura del
aceite térmico procedente del los distintos cuadrantes del campo solar, antes de su
entrada en el generador de vapor.
Este sistema se compone de los siguientes equipos:
Tres (3) tanques de expansión;
Un (1) tanque buffer.
Tras el paso del fluido por los trenes de generación se dispondrán 3 tanques de
expansión. La función de los tanques es la de equilibrar presiones producidas por los
cambios de temperatura del fluido térmico debido a su enfriamiento tras el paso por
los intercambiadores de los trenes de generación de vapor. Todos los tanques estarán
dotados de atmósfera inerte mediante la adicción de nitrógeno.
35
Debajo de los tanques se encuentra el cubeto de hormigón de suficiente tamaño para
contener el volumen máximo de HTF de los tanques. El hormigón está cubierto de una
capa impermeable resistente a la absorción de HTF y la fosa se vacía a través de una
bomba eléctrica de sumidero. El líquido aceitoso acumulado en la fosa se puede pasar
a un tanque colector y el agua de lluvia se dirige a la planta de tratamiento de agua.
En resumen, el Sistema de Expansión de aceite térmico será el encargado de realizar
las siguientes funciones:
Absorber las dilataciones térmicas del aceite térmico en el campo solar;
Compensar las retracciones del aceite térmico reintroduciendo aceite al
sistema cuando éstas ocurren;
Evitar la degradación prematura del aceite térmico;
Asegurar una presión mayor que la presión de vapor del aceite térmico;
Realización de las acciones de apoyo de vaciado y llenado de aceite térmico;
Realización de las reposiciones de HTF;
Recibir los venteos de planta.
3.12
Sistema de Ullage
Debido a cambios en la temperatura del Fluido Térmico, el volumen del vapor dentro
de los Tanques de Expansión también cambia. Cuando la temperatura aumenta el
espacio para el volumen de vapor de Fluido Térmico disminuye. Esto provoca un
incremento en la presión de los Tanques de Expansión. Para mantener la presión de
trabajo dentro de los límites de diseño, la válvula de control de presión se abrirá
permitiendo el paso de una parte de la mezcla gaseosa al Sistema de “Ullage” para su
tratamiento, y posteriormente expulsarlo hacia la atmósfera.
La mezcla de gas proveniente de los depósitos de expansión es una mezcla de
nitrógeno, vapor de fluido térmico y vapores de subproductos de la degradación de
fluido térmico.
Con el tiempo, el fluido térmico HTF se degrada en:
Componentes de punto de ebullición alto: Los componentes de punto de
ebullición alto hay que retirarlos del sistema HTF, antes de que pasen su nivel
máximo de solubilidad y empiecen a precipitar en el sistema HTF. Esto se
realiza en el sistema de purificación de gases. Un pequeño flujo másico caliente
se envía al tanque especial flash, de purificación de gases. El vapor de HTF pasa
al primer tanque de ullage y los componentes de punto de ebullición alto se
36
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
dejan atrás para descargarse por gravedad al tanque de drenaje de purificación
de gases;
Componentes de punto de ebullición bajo: se retiran del sistema por un
sistema especial denominado sistema de ullage. Paulatinamente, la formación
de componentes de punto de ebullición bajo aumenta la presión del sistema.
Durante el calentamiento por la mañana se aumenta la presión en el tanque de
expansión con la subida de la temperatura del HTF y el fluido térmico se dilata.
Alcanzando su volumen máximo, hay que purgar una mezcla de nitrógeno,
gases de degradación y vapor de HTF de la unidad de expansión.
La mezcla de componentes gaseosos procedentes del sistema HTF, de punto de
ebullición bajo y nitrógeno, salen del primer tanque “ullage”, pasa por un segundo
refrigerador y entra a un segundo tanque de ullage. La temperatura allí es baja, de
modo que las componentes de punto de ebullición bajo condensan y pueden dirigirse
a un tanque de drenaje de ullage para recibir tratamientos adicionales. El nitrógeno
sale del segundo tanque de ullage por ventilación natural. Para ventilación del tanque
de expansión, el operador, abrirá esporádicamente la válvula del sistema de
alimentación de nitrógeno para dejar que algo del nitrógeno pase al tanque de
expansión.
Los depósitos se ventearán a la atmósfera a través del Sistema de “Ullage” compuesto
por:
Un Tanque Flash del Sistema Ullage;
Un Tanque de Almacenamiento de Residuos;
Un Tanque de condensación de aceite térmico;
Un Tanque de condensación de Ligeros;
Una Bomba centrífuga de retorno del aceite térmico recuperado a los Tanques
de Expansión del 100 %, según API 610;
Una Bomba centrífuga de carga del 100% de aceite témico degradado al
Tanque de Almacenamiento de Residuos para su retirada por gestor
autorizado;
Un Aerorrefrigerador de aceite térmico;
Un Aerocondensador de Ligeros;
Un Sistema de filtros de carbón activo, con sistema de control de la
colmatación del mismo.
37
Al Tanque Flash llegarán los drenajes procedentes de los Depósitos de Expansión y los
venteos de las válvulas de alivio del grupo de presión de HTF. En este depósito se
separarán los compuestos más pesados, que van a parar al Tanque de recogida de
compuestos pesados.
Por otro lado, los vapores generados en el Tanque Flash se dirigirán hasta el Tanque de
Condensación de aceite térmico, junto con los venteos procedentes de los Depósitos
de Expansión, que son enfriados mediante un Aerorrefrigerador de aceite térmico. Al
ponerse en contacto los vapores caliente con el aceite térmico refrigerado, se produce
la condensación de aceite térmico pero libre de compuestos ligeros y pesados. Este
aceite recuperado se recirculará hasta los Depósitos de Expansión mediante la Bomba
de Retorno de Aceite.
Los vapores que no han condensado son enviados al Tanque de Condensación de
Ligeros, pasando por el Aerocondensador de Ligeros. De este modo se disminuye su
temperatura, condensando principalmente agua, benceno y fenol.
Los nuevos condensados se dirigen también al Tanque de condensación de ligeros. Los
incondensables se expulsarán al exterior, previo paso por los Filtros de Carbón Activo
con objeto de minimizar las emisiones de impurezas.
Para la retirada del HTF degradado desde el Tanque de Almacenamiento de Residuos,
se utilizarán las Bombas de Carga de HTF.
En resumen las funciones para las que será diseñado el Sistema de Limpieza y
Recuperación de Aceite Térmico (Sistema Ullage) son:
Recuperación de los vapores de aceite térmico existentes en el Depósito de
Expansión;
Recuperación de los vapores de aceite térmico procedentes de la separación de
los componentes pesados;
Recuperación de los venteos procedentes de distintas partes de la Planta
Termosolar;
Condensación y recuperación de componentes ligeros resultantes de la
degradación del Aceite Térmico;
Separación de componentes pesados resultantes de la degradación del Aceite
Térmico;
Envío de incondensables a la atmósfera;
Recuperación de HTF y reintroducción al sistema;
38
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Almacenamiento de ligeros y pesados para su posterior gestión.
El sistema de ullage permitirá la recuperación de aproximadamente el 10% del caudal
de aceite térmico purgado de los tanques de expansión.
3.13
Calderas auxiliares de Gas Natural
La Planta utilizará 3 Calderas auxiliares de Gas Natural, de 15MWt netos y rendimiento
del 90%, como sistemas de energía auxiliar para controlar la temperatura del fluido
trasmisor de calor (HTF) con 2 objetivos:
Mantener siempre la temperatura del fluido térmico por encima de su punto
de congelación 12º C. Sin embargo, por motivos de seguridad la temperatura
del fluido térmico nunca será inferior a 65º C;
Compensar la falta de irradiación solar que pueda afectar a la entrega prevista
de energía limitándose la generación eléctrica a partir de dicho combustible, en
cómputo anual, a un 15% de la producción total anual de electricidad siempre
que se establezca una venta libre de energía en el mercado o a un 12% si se
establece tarifa regulada (De acuerdo con lo establecido en el RD 661/2007).
El gas natural será suministrado al emplazamiento en estado líquido, como Gas Natural
Licuado (GNL) procediéndose a su regasificación en la Planta de Satélite de Gas Natural
Licuado.
El sistema de Calderas auxiliares operará en dos modos básicos, que son:
Modo 1: Operación a Baja Temperatura:
Este modo de operación asegurará la protección frente a congelación del aceite, que
se mantendrá en circulación de forma permanente en el que una de las tres calderas
entrará en operación.
La temperatura de diseño de entrada a las calderas del fluido caloportador se
encontrará entorno a los 65º C; y la temperatura de salida de 105º C. Una de las
Calderas se pondrá en servicio una vez que la temperatura del fluido caiga por debajo
de la temperatura de alarma establecida, empleándose la bomba de apoyo para hacer
circular el fluido a lo largo del sistema.
Modo 2: Operación a Alta Temperatura:
Durante los periodos de irradiación solar baja, las Calderas Auxiliares se utilizarán para
elevar la producción de energía eléctrica entrando en funcionamiento las tres calderas.
La temperatura de entrada del fluido será de 290º C; y la de salida de 390º C
aproximadamente. El flujo de fluido caloportador oscilará entre 25kg/s y 80kg/s y su
39
temperatura de salida se controlará de acuerdo con el valor demandado establecido
desde la sala de control.
Para el bombeo de HTF frío hacia las calderas durante el funcionamiento en este
modo, se prevé dar apoyo a la Bomba de calentamiento de HTF mediante la entrada
en funcionamiento de una de las 5 Bombas Principales de HTF, ya que en operación
normal, estará en funcionamiento 4 al 25%, y bombear de este modo desde el colector
el aceite frío al sistema de calentadores auxiliares.
3.14
Combustible auxiliar. Gas Natural.
La Planta utilizará gas natural licuado como combustible para alimentar los
calentadores auxiliares de aceite. El suministro de gas natural tendrá lugar a partir de
una Plataforma Satélite de Gas Natural Licuado la cual incluirá todos los equipos
necesarios para su ejecución.
Se indican a continuación los siguientes valores referenciales de Gas Natural,
Poder calorífico superior:
o Mínimo: 10,26kWh/Nm3
o Máximo: 13,26kWh/Nm3
Poder calorífico inferior:
o Mínimo: 9,414kWh/Nm3
o Máximo: 10,458kWh/Nm3
El caudal previsto es de 5.000 Nm3/h y el consumo anual se indica en el capítulo de
Energía Producida por la Planta.
3.15
Sistemas eléctricos.
El sistema eléctrico se divide en los siguientes subsistemas o equipos principales:
Línea de exportación de energía;
Línea de alimentación auxiliar;
Subestación, incluyendo el transformador elevador y equipos necesarios;
Cabinas de protección de generador;
Línea de salida del generador;
40
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Transformador auxiliar;
Transformador de línea auxiliar;
Sistema de distribución en baja tensión a 690 V (sistema IT);
Sistema de distribución en baja tensión a 400 V (sistema TN-S);
Sistema de corriente continúa a 220 V (sistema aislado);
Sistema de corriente alterna ininterrumpida a 400-230 V (sistema TN-S);
Grupo diesel de emergencia;
líneas aéreas de alimentación a zonas de bombeo/vertido;
Desde los diferentes sistemas eléctricos se alimentará a:
Los servicios auxiliares exclusivos de la turbina de vapor;
Los servicios auxiliares del bloque de potencia, entre los que se incluyen:
o Sistema de bombeo de agua bruta;
o Planta de tratamiento de aguas (agua bruta, agua tratada, etc.);
o Equipos de torres de refrigeración;
o Equipos de bombeo de agua y aceite;
o Equipos de las calderas auxiliares;
o Sistema de protección contra incendios;
o Sistema de dosificación química y toma de muestras;
o Sistema de aire comprimido;
o Sistema de fuerza y alumbrado;
o Sistema de traceado;
o Sistema de HVAC.
41
Otros sistemas externos al bloque de potencia, entre los que se incluyen:
o El campo solar;
o La planta de gas;
o Bombeos de agua de aportación que finalmente se definan dentro del
emplazamiento.
Los servicios auxiliares de no-generación, entre los que se incluyen:
o Servicios de la caseta de control de accesos;
Otros servicios (tratamiento de agua, producción de aire comprimido,
producción de N2, producción de gas natural a partir de GNL, etc.)
La topología de los sistemas eléctricos es la siguiente:
El generador (11kV) de la turbina de vapor está conectado al transformador
elevador y al transformador auxiliar por medio de cabinas de protección de
generación;
La interconexión entre el generador y las cabinas se realizará mediante barras
de fase no segregadas;
Las cabinas de protección de generación estarán compuestas por tres
posiciones de interruptor automático para protección de:
o Generador;
o Transformador de unidad;
La interconexión entre las cabinas y el transformador elevador se realizará
mediante barras de fase no-segregadas;
La interconexión entre las cabinas y el transformador auxiliar se realizará con
cables de aislamiento seco con conductor de cobre;
Desde el transformador auxiliar se acometerá a las cabinas de servicios
auxiliares (690 V) mediante barras de fase no-segregadas;
Desde las cabinas de 690 V se alimentan los consumidores de este nivel de
tensión (motores principales de la planta) y los transformadores de servicio
(BT/BT);
42
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Desde los transformadores de servicio se acometerá a las cabinas de 400 V, que
disponen de dos semibarras de distribución separadas mediante un interruptor
de acoplamiento. En caso de fallo de tensión en todo el sistema, una de las
semibarras quedará alimentada por un grupo diesel de emergencia con
capacidad suficiente para atender los servicios esenciales para una parada
segura y mantenimiento de los sistemas de emergencia (corriente continua y
corriente alterna ininterrumpida). Desde las cabinas de 400 V se alimentan los
centros de control de motores, el panel principal de distribución de alumbrado
y los sistemas de alimentación ininterrumpida;
Esta barra de servicios auxiliares dispondrá de dos alimentaciones (de cada
transformador de servicios), con sus interruptores de protección además del
interruptor de unión de embarrados, los cuales estarán controlados por un
dispositivo de transferencia automática, con paso por “0”;
El sistema de corriente continua, de 220 V, está formado por un conjunto
compuesto por dos rectificadores, una batería y un cuadro de distribución;
El sistema de corriente alterna ininterrumpida (SAI) a 400-230 V, estará
formado por dos conjuntos totalmente independientes;
El sistema de bombeo/vertido estará alimentado por medio de una línea
exterior o bien por el sistema de media tensión de la planta:
3.16
Sistemas auxiliares:
Sistema de agua de aportación a la planta;
Sistema de tratamiento de agua.
Desmineralización de agua.
Agua Potable.
Sistema de tratamiento de efluentes.
Sistema de aire comprimido.
Sistema de Nitrógeno.
Sistema GNL.
Sistema de refrigeración de componentes.
Sistema de vapor auxiliar.
43
Sistema de drenajes y purgas.
Sistema de climatización y ventilación.
Sistema de muestreo y análisis.
Sistema de dosificación química a agua de circulación.
Sistema de protección contra incendios.
Equipos del sistema de protección contra incendios.
Protección contra incendios de áreas individuales.
Sistema de alarma.
4. Listado general de equipos y sistemas de la planta
4.1 Campo de Colectores Cilindro-Parabólicos:
Estructura metálica de soporte de espejos y tubos.
Espejos parabólicos.
Tubos absorbedores.
Sistema hidráulico de seguimiento.
Control local y remoto.
Canalizaciones eléctricas y Cableado.
Protecciones eléctricas a los equipos.
Red de piping de aceite térmico de interconexión campo solar – grupos de
bombeo.
Aislamiento
Sistema de Aceite Térmico:
Sistema de expansión de aceite térmico.
Grupo de bombeo principal de aceite térmico.
44
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Sistema limpieza y recuperación de aceite.
Sistema de drenajes.
Piping de interconexión.
Valvulería.
Cableado y protecciones eléctricas.
Aceite térmico para el llenado completo del sistema.
Bombas auxiliares aparte de las incluidas en el equipo principal de bombeo.
4.2 Sistema de Generación de Vapor
Sobrecalentadores.
Evaporadores.
Precalentadores.
Recalentadores.
Tanque de purga continúa.
Tanque de purga intermitente.
Piping de interconexión de aceite.
Piping de interconexión de agua/vapor.
Valvulería.
Aislamiento.
Sistema Calentadores Auxiliares de Aceite Térmico:
Calentadores.
Bombas asociadas.
Piping.
Filtros.
45
4.3 Ciclo de Potencia y auxiliares de ciclo
Turbina de vapor y auxiliares.
Sistema de vapor principal y by-pass.
Sistema de condensación.
Sistema de vacío del condensador.
Sistema de agua de alimentación.
Sistema de drenajes de turbina de vapor.
Sistema de agua de circulación.
4.4 Sistemas Eléctricos
Alternador.
Compartimiento acústico.
Sistema de excitación.
Sistema de refrigeración.
Panel de protecciones y medida, comunicado con el control de turbina.
Sistema de transmisión de potencia (barras de fase aislada, celdas de neutro y
medida, interruptor de grupo).
Transformador principal.
Sistemas varios de la planta.
Transformador auxiliar y sistemas varios.
Transformadores de servicio BT/ BT.
Sistema de alimentación auxiliar (cuadros de media tensión, cuadros de baja
tensión y centros de control de motores).
46
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Sistema de servicios esenciales (grupo diesel de emergencia y cuadros de
distribución).
Sistema de alimentación ininterrumpida.
Sistema de corriente continúa.
Sistema de alumbrado.
Sistema de telefonía.
Sistema de protección, medida y control del equipo eléctrico.
Equipos de medida y tarificación.
Aparellaje, estructura metálica, control, protecciones, obra civil, materiales
varios, etc. de subestación.
Cableado y canalizaciones para el rutado de cables en la planta.
Red de tierras.
Protección contra sobrecargas de origen atmosférico.
Sistema de protección catódica.
Línea de distribución para la alimentación de los servicios auxiliares de no
generación.
4.5 Infraestructura de evacuación
Línea de evacuación subterránea que enlaza la isla de potencia de la Planta con
la Subestación. No se contempla ninguna intervención en esta subestación más
allá de la conexión del cable de llegada con los terminales existentes
correspondientes.
4.6 Control e Instrumentación
Instrumentación necesaria para el buen funcionamiento de la Planta en todos
sus modos de operación y seguimiento y control de todas sus variables de
proceso.
47
Sistema de control.
Sistemas de telecontrol y comunicaciones.
4.7 Auxiliares de Planta
Sistema de refrigeración de componentes.
Sistema de inertización con N2.
Planta Satélite de almacenamiento y gasificación de Gas Natural Licuado y
distribución hasta los puntos de consumo.
Sistema de producción y distribución de vapor auxiliar.
Sistema de producción y distribución de aire comprimido.
Sistema de pretratamiento de agua.
Sistema de desmineralización de agua.
Sistema de agua potable.
Sistema de almacenamiento y distribución de agua de servicios.
Sistema de almacenamiento y distribución de agua desmineralizada.
Sistema de recogida y evacuación de drenajes de planta.
Sistema de tratamiento de aguas
Sistema de tratamiento de efluentes
Tratamiento de aguas sanitarias.
Sistema de muestreo del ciclo agua-vapor.
Sistema de dosificación química ciclo.
Sistema de dosificación química agua de circulación.
Sistema de HVAC.
Sistema de protección contra incendios.
48
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
4.8 Otros
Traceado, aislamiento y pintura de equipos y tuberías
Estaciones Meteorológicas requeridas en los protocolos establecidos para la
emisión de los Certificados de Aceptación Provisional y Definitiva.
Vallado cortavientos en el Este y Oeste para la protección de los espejos en el
campo solar.
4.9 Agua
No está incluido en este documento el sistema de captación, ni la balsa de
acumulación que se ejecutarán mediante otros proyectos y que se ubicarán fuera de
los límites de la parcela. El agua procedente de la balsa se introducirá en un depósito a
partir del cual comenzarán los diversos tratamientos de filtración y tratamiento a los
cuales será sometida.
La instalación incluirá los equipos de bombeo con sus respectivas casetas, bombas,
alimentación eléctrica, cuadros eléctricos de protección y maniobra, y conducciones.
4.10
Tratamiento de efluentes
La planta contará con una PTE, Planta de Tratamiento de Efluentes. El efluente
principal de esta planta es la purga de la balsa de torres de refrigeración. El resto de los
efluentes que se pueden producir se pueden clasificar en tres grupos:
Efluentes del proceso.
Aguas residuales sanitarias.
Efluentes que pueden contener residuos aceitosos/grasos/químicos.
La segregación de los efluentes permitirá aplicar a cada uno el tipo de tratamiento más
adecuado. Las aguas sanitarias y los efluentes que pueden contener residuos aceitosos
son sometidos inicialmente, a un tratamiento específico antes de ser enviados junto al
resto de los efluentes de contenido químico a la planta de tratamiento de efluentes.
Las aguas sanitarias se conducirán a una estación depuradora para su tratamiento y los
efluentes con residuos aceitosos a un separador de aceite.
49
Las aguas pluviales se canalizarán mediante una red de drenajes a la balsa de
estabilización, excepto aquellas que pudieran arrastrar residuos aceitosos que serán
enviadas al separador de aceite.
Los efluentes de proceso, el efluente líquido de salida de la estación depuradora, la
purga de las torres de refrigeración, la fase acuosa procedente del separador de aceite
y las aguas de lavado de espejos de los colectores, que se canalizarán junto con el resto
de los efluentes de aguas de proceso, se recolectarán en una balsa de recogida de
efluentes, para posteriormente enviarse a la planta de tratamiento de efluentes.
Una vez hayan sido tratados en la planta adecuadamente se procederá a su uso o
retirada fuera de la planta.
5. El proyecto EPC
Bajo un contrato EPC (Engineering, Procurement and Construction), más conocido
como un “llave en mano” o EPC-llave en mano se incluye el diseño de ingeniería, el
aprovisionamiento de los equipos necesarios y la construcción de las instalaciones para
albergar la central. Esto puede ser de forma directa o por medio de subcontratas.
La propiedad o el EPC Contractror (EPCC) contratará a quien llevará a cabo el
desarrollo del contrato por un precio acordado entre las partes. Según los términos
pactados, transcurridos unos años de operación de la central se procederá a la
recepción de ésta y a la finalización del contrato. La central se recibe lista para
operación.
El contratista se obliga frente al cliente o contratante, a concebir, construir y poner en
funcionamiento una obra determinada que él mismo previamente ha proyectado. En
este tipo de contrato el énfasis ha de ponerse en la responsabilidad global que asume
el contratista frente al cliente.
Otras prestaciones que siempre están presentes en los contratos “llave en mano”,
formando parte de la obligación global del contratista son:
El suministro de materiales y maquinaria;
El transporte de los mismos; la realización de las obras civiles;
La instalación y montaje, y la puesta a punto y en funcionamiento de la obra
proyectada.
En determinados casos, también es posible incluir en este tipo de contrato
otras obligaciones posteriores a la ejecución de la obra, como la formación de
personal y la asistencia técnica.
De los distintos métodos de realización de proyectos que han aparecido
principalmente en el ámbito del comercio internacional, como consecuencia de los
50
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
avances tecnológicos, el que mejor refleja las transformaciones experimentadas en
este sector es sin duda el método "llave en mano". Con éste, desaparece la tradicional
relación tripartita entre cliente (contratante), ingeniero y contratista, para quedar
sustituida por una única relación entre cliente-contratista, en la que este último, junto
a sus funciones tradicionales, asume la concepción del proyecto.
"Llave en mano" es una modalidad de contratación. Para dilucidar tal concepto hay
que diferenciar entre la clase de contrato, la modalidad de contratación y la forma de
elegir al contratante. En cuanto al primer punto, el ámbito natural de la modalidad de
contratación "llave en mano" es el contrato de obras, entonces esa será la clase de
contrato: de obra, en oposición a otras clases como suministro, servicios, etc. La
modalidad podrá ser tradicional o "llave en mano"; y en cuanto a la forma de elegir al
contratista ésta será independiente de los factores anteriores, pudiendo usarse la
licitación, libre gestión, etc.
Con respecto a este último aspecto hay que considerar que el contrato EPC implica
especialización del contratista así como la obligación de este de entregar un producto
terminado. Para ello asume una obligación de realizar todas las prestaciones
necesarias y complementarias de la obra a realizar. Lo anterior, en la mayoría de los
casos puede tener como efecto que las ofertas tiendan a ser sumamente complejas
por lo que se tiende a formas directas de elección del contratista.
Se deben cumplir unos objetivos básicos:
Establecer un plan de desarrollo de las diferentes fases destinado a cumplir con
los plazos y las fechas de finalización.
Mantener y cumplir con unos estándares de calidad que aseguren la realización
de un buen proyecto.
Evaluar con precisión los costes de inversión, explotación y conducción y
cumplirlos durante todo el desarrollo.
5.1 Características del contrato EPC
Los dos rasgos esenciales de los contratos EPC son:
1) La fusión de las misiones de concepción y ejecución de la obra en una sola persona.
2) La obligación global asumida por el contratista frente al cliente de entregar una obra
completamente equipada y en perfecto estado de funcionamiento, dotan a estos
contratos de unas características particulares:
A diferencia del contrato tradicional implica la celebración de un solo y único
contrato realizado entre el cliente y el contratista. Generalmente, en la
selección de este tipo de contratos ejerce una influencia decisiva la tecnología
implicada en el proyecto que se pretende realizar y que se va a manifestar no
51
sólo en los planos y especificaciones técnicas sino también en los derechos de
propiedad industrial implicados en el proceso de producción y, en
determinados casos, en la formación de personal y en la asistencia técnica
proporcionada por el contratista.
El hecho de que en los contratos EPC-llave en mano, el contratista asuma la
concepción y la ejecución de la obra condiciona no solo el procedimiento de
adjudicación del contrato, generalmente un procedimiento restringido o
negociado, sino también la determinación del objeto y la función del cliente o
de su ingeniero.
A diferencia de los contratos tradicionales de construcción, la elaboración
detallada del proyecto tiene lugar una vez concluido el contrato, circunstancia
ésta que justifica conceder al contratista un derecho a introducir
modificaciones en sus planos, a su propio coste y riesgo y siempre que se
respeten los parámetros contractuales acordados (calidad, cantidades de
materias primas, rendimientos) sin que sea necesaria a tal efecto la propia
aprobación del cliente.
Esta estructura sobre la que descansa el contrato EPC-llave en mano y que ha
revolucionado ciertamente la industria de la construcción, implica a su vez una
pérdida de control sobre el proyecto por parte del cliente y una reducción
considerable en las funciones del ingeniero que en este tipo de contratos actúa
generalmente como representante del cliente.
Finalmente, la obligación global que se deriva de los contratos EPC-llave en
mano para el contratista influye de manera decisiva en la determinación del
precio, que no puede ser, más que un precio alzado.
5.2 Fases del contrato EPC
En términos generales cabe distinguir dos fases principales, preparación del contrato y
ejecución del contrato.
5.2.1 Preparación del contrato.
En esta fase se determinan los objetivos del cliente, se selecciona al contratista y se
negocia con él los términos contractuales. El papel del ingeniero se limita a asesorar al
cliente en cuanto:
Preparación de los documentos de invitación a la presentación de ofertas.
Comparación y selección de ofertas.
Elaborar las especificaciones generales del proyecto en las que se indicará de
forma vaga e imprecisa las condiciones técnicas exigidas por el cliente sin que
52
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
ello suponga asumir responsabilidad alguna por la concepción detallada del
mismo.
5.2.2 Ejecución del contrato.
Comprende el comienzo de los trabajos, el desarrollo progresivo de la obra y su
completa realización, funcionamiento y aceptación.
Como en los contratos "llave en mano" la descripción detallada de la obra tiene lugar
durante la ejecución del contrato, de tal situación se derivan las siguientes
consecuencias jurídicas:
Indeterminación del objeto del contrato al momento de otorgar el contrato, lo
que se pretende suplir por medio de estándares.
Mayores derechos concedidos al contratista para modificar el proyecto siempre
y cuando esté informado, revise o apruebe tales cambios, y siempre que tales
modificaciones no alteren las garantías técnicas y de buena obra.
El contratista responde de las posibles lagunas y omisiones de las que pueda
adolecer el proyecto y los derechos del cliente a introducir modificaciones
quedan restringidos y generalmente dan lugar a una compensación de los
costes en los que haya podido incurrir el contratista.
6 Energía producida por la planta
Generación eléctrica bruta: Energía total eléctrica producida, medida en bornas del
generador. Es la suma de la producción, tanto por recurso solar como por gas natural
según el RD 661/2007, ya sea este último utilizado para garantizar el mínimo técnico
de funcionamiento de la turbina de vapor, o simplemente para la operación de la
planta en ausencia de radiación solar suficiente hasta alcanzar la cuota establecida.
Generación eléctrica neta: Energía eléctrica neta total producida por la planta.
Consumo Gas Natural: Energía térmica asociada al consumo total de gas
natural.
Factor de disponibilidad: Cociente entre las horas máximas que la planta estaría
disponible para operar menos las horas de éstas que la planta no opera y las
horas máximas que la planta estaría disponible para operar en un periodo de
un año.
La operación de la Planta se encuentra limitada por la cantidad de calor disponible
procedente de la radiación solar, estando condicionada a la operación durante las
horas del día con luz solar y a condiciones meteorológicas favorables. La potencia
generada dependerá por tanto de las condiciones meteorológicas reales.
53
El diseño inicial de la Planta se realizará considerando 20.000 ciclos durante los 25
años de vida útil. Durante la noche y períodos de ausencia de radiación solar la Planta
se parará y mantendrá en el modo de operación “hot-stand by” que permitirá un
arranque rápido una vez que el calor procedente de la radiación solar esté disponible.
Se entiende que debido a la corrosión, la fatiga, el ensuciamiento y el desgaste
derivados del uso normal de la planta, algunos elementos pueden tener una vida útil
inferior.
La disponibilidad prevista es del 97%. Esta disponibilidad está compuesta por la
disponibilidad del campo solar, que será al menos del 99%, y por la disponibilidad del
bloque de potencia, que será al menos del 97%.
A los efectos de operación de la planta se consideran tres tipos de arranque. Se
considerará arranque en frío siempre que la planta haya permanecido al menos 72
horas en parada continua. Se considerará arranque en stand-by siempre que la planta
haya permanecido al menos 8 horas en parada continua pero menos de 72. Se
considerará arranque en caliente siempre que la planta haya permanecido menos de 8
horas en parada continua.
La planta estará diseñada para cumplir las siguientes condiciones de arranque:
Arranques fríos anuales (<=100º C): 200 aprox.
Arranques templados anuales (>240º C): 450 aprox.
Arranques calientes anuales (<2 horas de parada): 350 aprox.
La planta será capaz de admitir las rampas de carga derivadas de la operación de un
campo de colectores cilindro-parabólicos (CCP’s) conectado a un sistema de
generación de vapor que alimenta a un ciclo de potencia. Las rampas de carga se
definen para los equipos que calientan aceite térmico y para los que transfieren el
calor del aceite térmico al agua/vapor que alimenta el ciclo de potencia.
La rampa de carga más restrictiva en el sistema de generación de vapor es la del
evaporador. Las rampas de carga máximas admisibles tanto en el lado agua/vapor
como en el lado aceite serán las siguientes:
Rampa de subida de carga en evaporador: 100% carga en 50 minutos.
Rampa de bajada de carga en evaporador: 100% carga en 90 minutos.
El campo de CCP’s deberá ser capaz de calentar el aceite al ritmo máximo admisible
por el generador de vapor.
Los sistemas auxiliares de apoyo al campo solar deben ser capaces de compensar
fluctuaciones de radiación y minimizar los tiempos de arranque de la planta. Por este
motivo existirán igualmente rampas máximas de carga en los sistemas de apoyo
auxiliar.
54
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
En concreto la rampa de subida de carga en calentadores de aceite será del 100% de la
carga en 20 minutos.
7 Las plantas termosolares propiedad del Grupo FCC
El grupo FCC es propietario de la planta termosolar Soluz Guzmán y de la planta
termosolar Enerstar Villena. Ambas plantas utilizarán la radiación solar como fuente
de energía primaria y el gas natural como combustible auxiliar y no incluirán sistema
de almacenamiento de energía con sales fundidas.
Las plantas tendrán una turbina cuya potencia neta vertida a red será de 49,9 MWe,
clasificándose en el conjunto de las centrales eléctricas dentro de aquellas que
emplean fuentes de energía de tipo renovable y reguladas por el Real Decreto RD
661/2007 del 25 de Mayo por el que se regula la actividad de producción de energía
eléctrica en régimen especial en el que se fija una prima que da viabilidad a la
ejecución de Plantas Termosolares de estas características.
7.1 La planta termosolar Soluz Guzmán
7.1.1 Ubicación
La planta solar termoeléctrica Soluz Guzmán estará ubicada en el término municipal de
Palma del Río (Córdoba). Geográficamente la implantación de la planta queda definida
mediante los siguientes datos:
Latitud: 37º 38’51.36’’ N
Longitud: 5º 16’17.45’’ O
Altura: 135 m
7.1.2 Datos climatológicos
Los datos de la siguiente tabla se han obtenido a partir de un año meteorológico tipo
‘tmy año diseño Palma del Rio’. Dicho año meteorológico ha sido construido mediante
correlaciones desarrolladas por CENER-GTER (informe ‘Estimación del recurso solar en
el término municipal de Palma del Río’) en base a datos medidos por una estación
meteorológica situada en el emplazamiento de la futura central y en base a datos de
estaciones meteorológicas próximas al mismo.
55
Tabla 1.1 Datos climatológicos Guzmán
Para el diseño el diseño de los equipos de la Planta, se considerarán los siguientes
valores de temperatura, humedad y viento:
Temperatura Máxima: 40 ºC;
Temperatura Mínima: -5 ºC;
Humedad relativa Máxima: 92.3%;
Humedad relativa Mínima: 28.6%;
Temperatura bulbo húmedo mínima: -1,5 ºC;
Temperatura bulbo húmedo máxima: 26,5 ºC;
Temperatura bulbo húmedo media: 13,4 ºC;
La temperatura de bulbo húmedo de 24 ºC representa el percentil 98,4 de los
datos de temperatura de bulbo húmedo para las 8760 h anuales;
Vientos dominantes en la zona: dirección ENE-NE y SW-WSW;
Rosa de los vientos de Palma del Río:
56
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Figura 1.4 Rosa de los vientos Palma del Río
Velocidad máxima del viento: 62 km/h;
Velocidad mediana anual del viento: 9 km/h.
Precipitaciones:
Se tienen datos de precipitaciones mensuales del periodo 1940-2008. Para este
documento se han utilizado los valores medios de los 20 últimos años de medidas. Los
datos más relevantes se muestran a continuación:
Máxima lluvia registrada mensual: 303 mm;
Precipitación máxima anual: 762 mm;
Promedio anual de lluvia: 533 mm.
Los datos medios mensuales de las precipitaciones medidas en el emplazamiento en
los últimos 20 años son los siguientes:
57
Tabla 1.2 Precipitaciones medias mensuales Palma del Río
Nieve:
La carga de nieve para diseño vendrá determinada por lo dispuesto en el Código
Técnico de la Edificación en su Documento Básico SE-AE (Seguridad EstructuralAcciones en la edificación).
Clasificación sísmica:
Aplica la Norma Sismorresistente NCSE-02. Aceleración sísmica básica (ab): 0,06g y
coeficiente de contribución (k): 1,1.
Los equipos serán diseñados para ambiente industrial limpio, 25 años de vida,
funcionamiento discontínuo, arranques y paradas diarios (20.000 ciclos).
7.1.3 Características de la radiación solar
Los siguientes datos son los utilizados para el emplazamiento:
La radiación global sobre superficie horizontal concluyente del estudio es de
2.117kWh/m² año.
La radiación normal directa bruta concluyente del estudio es de 1854kWh/m²
año.
7.1.4 Descripción del campo solar
El Campo Solar es el sistema encargado de absorber la radiación solar y transmitirla al
fluido transmisor de calor (aceite térmico), el que a su vez, cederá dicha energía
térmica al ciclo de agua/vapor de la isla de potencia a través de dos cadenas paralelas
de intercambiadores de calor para operar un turbogenerador.
58
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
La planta dispondrá de un campo solar, compuesto por cuatro subcampos solares con
colectores solares cilindro-parabólicos dispuestos en paralelo.
La zona el campo solar se sitúa en la parte norte de la planta y está limitada por el
norte por una línea de 220kV existente. El campo solar se compone de un total de 96
lazos de colectores cilindro-parabólicos, con un total de 384 colectores, y con una
superficie total efectiva de espejos de 310.406 m². A su vez, el campo solar se divide en
cuatro sub campos de 24 lazos cada uno. Esta partición es debida a que es necesario
dividir los circuitos de aceite en cuatro zonas. Esos circuitos se distribuyen y confluyen
en el mismo punto del campo solar, aproximadamente situado en el centro del mismo.
En este punto se sitúan las tuberías principales (impulsión y retorno) de aceite cuyo
punto de partida es el bloque de potencia. La implantación del campo solar está
condicionada por la orientación N-S de los lazos de espejos. En los extremos E-O se
dispone de protecciones contra el viento por ser las orientaciones de viento
dominantes y por la orientación perpendicular de los espejos.
7.1.5 Consumos principales
El consumo preliminar de agua tomado como base de diseño es de 430.000 m 3.
El consumo preliminar de gas natural tomado como base de diseño es:
Tabla 1.3 Consumos de gas natural anual Guzmán
El consumo preliminar de nitrógeno en estado gaseoso y líquido tomado como base de
diseño será:
59
Tabla 1.4 Consumo de Nitrógeno gaseoso
Tabla 1.5 Consumo de Nitrógeno líquido
7.1.6 Producción eléctrica estimada
La planta solar termoeléctrica tiene prevista una generación de recurso eléctrico de
108.543.267 kWhe/año mediante la hibridación del recurso solar con un 15% de gas
natural.
60
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Tabla 1.6 Producción eléctrica 15% Guzmán
La planta solar termoeléctrica tiene prevista una generación de recurso eléctrico de
104.519.291 kWhe/año mediante la hibridación del recurso solar con un 12% de gas
natural.
Tabla 1.7 Producción eléctrica 12% Guzmán
7.1.7 Evacuación de la energía producida
Las bornas de alta tensión del transformador principal del Grupo se conectarán a la
línea subterránea de 66kV, de 3.100m de longitud aproximadamente que conectará
con la subestación de Saetillas.
La subestación transformadora 66/11kV se ubicará en terrenos de la propia central
cercana al bloque de potencia. Presentará una configuración con una posición de línea
de 66kV con interruptor automático.
7.2 La planta termosolar Enerstar Villena
7.2.1 Ubicación
La planta solar termoeléctrica Enerstar Villena estará ubicada en el término municipal
de Villena (Alicante). Geográficamente la implantación de la planta queda definida
mediante los siguientes datos:
Latitud: 0º 55’21.31’’ N
Longitud: 38º 43’40.79’’ O
Altura: 568 m
61
7.2.2 Datos climatológicos
Los datos de la siguiente tabla se han obtenido a partir de un año meteorológico tipo
‘tmy año diseño Villena. Dicho año meteorológico ha sido construido mediante
correlaciones desarrolladas por CENER-GTER (informe ‘Estimación del recurso solar en
el término municipal de Villena) en base a datos medidos por una estación
meteorológica situada en el emplazamiento de la futura central y en base a datos de
estaciones meteorológicas próximas al mismo.
Tabla 1.8 Datos climatológicos Villena
Para el diseño el diseño de los equipos de la Planta, se considerarán los siguientes
valores de temperatura, humedad y viento:
Temperatura Máxima: 36 ºC;
Temperatura Mínima: -6 ºC;
Humedad relativa Máxima: 100%;
Humedad relativa Mínima: 5%;
Vientos dominantes en la zona: dirección NNE-NE;
Rosa de los vientos de Villena:
62
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Figura 1.5 Rosa de los vientos Villena
Velocidad máxima del viento: 14.24 km/h;
Velocidad mediana anual del viento: 3.25 km/h.
Precipitaciones:
Los datos de la parcela facilitados por la propiedad son los siguientes:
Tabla 1.9 Precipitación anual Villena
Nieve:
63
La carga de nieve para diseño vendrá determinada por lo dispuesto en el Código
Técnico de la Edificación en su Documento Básico SE-AE (Seguridad EstructuralAcciones en la edificación).
Clasificación sísmica:
El área estudiada se sitúa en el Término Municipal de Villena, donde la aceleración
sísmica básica es de ab=0,07g (k=1,0).
Vida útil:
La central termosolar estará diseñada para una vida útil de 25 años como mínimo. Se
entiende que debido a la corrosión, la fatiga, el ensuciamiento y el desgaste derivados
del uso normal de la planta, algunos elementos pueden tener una vida útil inferior.
7.2.3 Características de la radiación solar
Los siguientes datos son los utilizados para el emplazamiento:
La radiación global sobre superficie horizontal concluyente del estudio es de
1.937,28kWh/m² año.
La radiación normal directa bruta concluyente del estudio es de
1.716.96kWh/m² año.
7.2.4 Descripción del campo solar
El Campo Solar es el sistema encargado de absorber la radiación solar y transmitirla al
fluido transmisor de calor (aceite térmico), el que a su vez, cederá dicha energía
térmica al ciclo de agua/vapor de la isla de potencia a través de dos cadenas paralelas
de intercambiadores de calor para operar un turbogenerador.
La planta dispondrá de un campo solar, compuesto por cinco subcampos solares con
colectores solares cilindro-parabólicos dispuestos en paralelo.
La parcela presenta un desnivel en sentido Noroeste-sureste entre las cotas 590 y 555
aproximadamente. El campo solar se ha dispuesto en 5 terrazas con una diferencia de
desnivel de 18 metros que se salva con 3 muros de 6 metros tal y como se indica a
continuación:
Campo 1: + 579,87
Campo 2: + 573,87
Campo 3: + 567,87
Campos 4 y 5: + 561,87
64
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Las terrazas se han ejecutado con muros de contención segmentados formados por
bloques de hormigón prefabricado, malla geosintética y anclajes a tierra. El muro se
construye con múltiples capas de suelo reforzado mediante la interposición en el
terreno de capas de geomalla, colocadas entre las hiladas de los bloques de hormigón
que componen el muro, y extendiéndose detrás del muro en una anchura aproximada
de 6-7 metros.
El Campo Solar se distribuye en todas las plataformas de modo que se identifican 5
subcampos que se denominan: campo1, campo2, etc. La Isla de Potencia se localiza en
el Campo 3, en el centro de la parcela.
El campo solar se compone de un total de 105 lazos de colectores cilindro-parabólicos,
con un total de 420 colectores, y con una superficie total efectiva de espejos de
339.906 m². Esta partición es debida a que es necesario dividir los circuitos de aceite
en cuatro zonas. Esos circuitos se distribuyen y confluyen en el mismo punto del
campo solar, aproximadamente situado en el centro del mismo. En este punto se
sitúan las tuberías principales (impulsión y retorno) de aceite cuyo punto de partida es
el bloque de potencia. La implantación del campo solar está condicionada por la
orientación N-S de los lazos de espejos. En los extremos E-O se dispone de
protecciones contra el viento por ser las orientaciones de viento dominantes y por la
orientación perpendicular de los espejos.
7.2.5 Consumos principales
El consumo preliminar de agua tomado como base de diseño es de 430.000 m 3.
El consumo preliminar de gas natural tomado como base de diseño es:
Tabla 1.10 Consumos gas natural Villena
El consumo preliminar de nitrógeno en estado gaseoso y líquido tomado como base de
diseño será:
65
Tabla 1.11 Consumo de Nitrógeno gaseoso Villena
Tabla 1.12 Consumo de Nitrógeno líquido Villena
7.2.6 Producción eléctrica estimada
La planta solar termoeléctrica tiene prevista una generación de recurso eléctrico de
103.906.371 kWhe/año mediante la hibridación del recurso solar con un 15% de gas
natural.
66
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Tabla 1.13 Producción eléctrica 15% Villena
La planta solar termoeléctrica tiene prevista una generación de recurso eléctrico de
100.036.977 kWhe/año mediante la hibridación del recurso solar con un 12% de gas
natural.
Tabla 1.14 Producción eléctrica 12% Villena
7.2.7 Evacuación de la energía producida
Las bornas de alta tensión del transformador principal del Grupo se conectarán a la
línea subterránea de 132kV, de 1.000m de longitud aproximadamente que conectará
con la subestación de Alhorines.
La subestación transformadora 132/11kV se ubicará en terrenos de la propia central
cercana al bloque de potencia. Presentará una configuración con una posición de línea
de 132kV con interruptor automático.
67
68
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Capítulo 2. Modos de operación
1. Introducción
Una de las vías contempladas para optimizar el resultado económico de una
central solar termoeléctrica es operarla de forma que se alargue la vida útil de
los equipos que la componen. Para ello en este capítulo se definirán los modos de
operación. Con ellos se establecen los distintos escenarios en función de los
cuales el operador de la central deberá activar los distintos modos de operación.
Para cada uno de estos modos se definirán los equipos que deben actuar y la
secuencia de actuación.
Desde un punto de vista técnico, lo ideal sería poner en marcha la planta de
producción de energía, subir la carga lentamente hasta un 100% de la carga
máxima, y mantenerla en ese punto hasta que sea necesaria una parada para
realizar una revisión programada.
Sin embargo, la limitación de no poder almacenar la energía eléctrica hace que,
ya que la demanda de energía es variable, la producción también lo sea, y las
diferentes centrales eléctricas que forman parte de una red tengan que variar su
carga para adaptarse a las necesidades de cada momento.
Las centrales térmicas convencionales y las centrales nucleares, son poco
flexibles. Las primeras tienen cierto grado de regulación, pero el largo periodo de
arranque que necesitan hace que aunque puedan variar su carga entre un
mínimo técnico y su carga máxima, no pueden parar en los periodos en que no
son necesarias. Las nucleares son aún menos flexibles: generalmente trabajan a
su máxima carga de forma continua.
Frente a ellas, las centrales solares termoeléctricas y las centrales térmicas de
ciclo combinado tienen una mejor adaptación a las necesidades variables del
mercado energético.
Varían su carga con rapidez, el mínimo técnico al que es posible operar la central
de forma estable es bajo y el periodo de arranque y parada es corto (entre 3 y 6
horas para el arranque, y alrededor de una hora para la parada). En esas
condiciones, es posible subir carga durante las horas punta, las horas de mayor
demanda energética, y bajar carga hasta su mínimo técnico durante las horas
valle, incluso para la central diariamente durante esos periodos con bajas
necesidades energéticas en la red.
Los principales objetivos de una buena gestión en la operación de una central
solar termoeléctrica son tres:
•
El fiel seguimiento del programa de carga de la central pactado entre el
despacho de carga de la compañía y el mercado eléctrico.
69
•
El mínimo deterioro posible al efectuar cada una de las maniobras y
procesos de responsabilidad del área de operaciones.
•
Todo ello, realizado con el mínimo coste posible. En cuanto al primero de
esos tres objetivos, es, a corto plazo, el principal. Una vez pactado un
programa de carga con el mercado, el incumplimiento resulta muy
gravoso desde el punto de vista económico.
El incumplimiento puede producirse por:
•
Parada no programada de la planta o bajada de carga por el fallo
inesperado de alguna parte de la instalación. En este tipo de fallos la
responsabilidad suele estar más en el lado del área de mantenimiento,
que es quien tiene como función velar por el buen funcionamiento de la
planta.
•
Parada no programada o bajada de carga o desviaciones por causas
técnicas imputables a operaciones. Se trata de eventos que afectan al
programa de carga causados por maniobras efectuadas de forma
diferente a la óptima.
•
Seguimiento incorrecto del programa de carga. Se trata de pequeñas
desviaciones del programa de producción establecida por causas no
técnicas, sino más bien por el ajuste incorrecto de la consigna de potencia.
Suelen producirse por un cálculo erróneo de la energía producida durante
rampas de subida o bajada de carga, falta de atención del personal de
operaciones, etc.
En cuanto al segundo de estos objetivos, a medio y largo plazo tiene una gran
trascendencia, pues afecta a la futura disponibilidad de la central. Las diferentes
maniobras y tareas bajo la responsabilidad de operaciones pueden realizarse de
forma que el impacto sobre los diferentes sistemas de la planta sean mínimos, o
pueden realizarse de forma poco segura para las instalaciones. Esto se puede
traducir en roturas, averías o eventos que se manifiesten de forma inmediata o
de desgastes acelerados de la instalación. Una buena operación debe tener en
cuenta cómo afecta a la planta cada acción que efectúa operaciones, y debe
diseñar la realización de estas acciones provocando el mínimo impacto posible.
Debe tener en cuenta, por ejemplo, el estrés térmico o mecánico de cada
maniobra, buscando formas eficientes de realizarlas con el mínimo estrés
posible, cruzar con rapidez las velocidades críticas de los distintos elementos
rotativos, operar correctamente los drenajes, etc.
Por último, tanto el cumplimiento del programa de carga como el mínimo
impacto para la instalación deben realizarse con el mínimo coste posible. Como
ejemplo, consideremos el proceso de arranque. Los rendimientos a bajas cargas
son notablemente inferiores que a cargas superiores. Por ello, no puede
70
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
demorarse el proceso a cargas bajas por causas imputables a la operación, como
un mal seguimiento de arranque, márgenes de seguridad excesivos, etc.
1.1 Puesta en marcha de una planta termosolar
1.1.1 Descripción del Proceso de Arranque
El proceso de arranque suele ser de 3 a 6 horas hasta llegar a 100% de carga.
Antes de poner ningún dispositivo en marcha, es conveniente realizar una serie
de comprobaciones, para asegurar que determinados sistemas se encuentran
operativos y en la situación necesaria. Estas comprobaciones son:
•
Sistema de refrigeración en funcionamiento.
•
Red eléctrica de transporte de energía eléctrica perfectamente operativa.
•
Niveles adecuados en los diversos calderines y en el tanque de agua de
alimentación.
•
Sistemas auxiliares del generador operativos (refrigeración, aceite de
sellos, etc.).
•
Sistema de lubricación operativo.
•
Sistemas auxiliares de la turbina de vapor operativos.
•
Sistemas de seguridad (contraincendios, etc.) operativos y sin alarmas
activas.
Las fases que se deben seguir en un arranque son las siguientes:
1) Funcionamiento en virador. Para asegurar el reparto de pesos a lo largo del
eje de rotación en caso de parada prolongada es necesario que la turbina gire en
virador durante unas horas, evitando así deformaciones producidas al enfriarse
de forma no homogénea. Si tras la parada ha estado funcionando en virador, está
fase ya está realizada.
2) Preparación para el arranque.
•
Debe haber presión de vapor, se debe ir metiendo carga poco a poco.
•
El sistema de alta tensión debe estar operativo, ya que alimentará al
generador que en este caso actuará de motor para arrancar la turbina.
•
El sistema de refrigeración debe estar operativo, para ir evacuando el
calor conforme lo vayamos generando.
71
•
Niveles de caldera correctos. Si tiene sistema de recuperación, se debe
revisar el sistema para ver que todo está correcto y no de problemas
cuando pongamos a plena carga la turbina.
•
Bomba auxiliar de lubricación en marcha, temperatura correcta, para que
todo esté bien lubricado y evitar posibles daños.
•
Ausencia de alarmas de cualquier tipo. Ver que no hay ninguna alarma
que avise de posibles fallos, no vaya a ser que exista un problema y a la
hora de poner a plena carga el sistema de un fallo y tenga que parar.
3) Selección del modo de arranque.
El operador debe seleccionar el tipo de arranque deseado, que como se verá más
adelante, depende de la temperatura del eje de la turbina de vapor y de las
condiciones de presión y temperatura de la caldera y del ciclo agua-vapor,
fundamentalmente. Lógicamente, hay una relación entre el tiempo transcurrido
entre la parada y esas temperaturas y presiones.
El proceso de arranque propiamente dicho se inicia cuando el operador
selecciona la opción “arranque” en el sistema de control. Lo habitual en este tipo
de centrales es que se disponga de un sistema de control distribuido, y que una
unidad central (también llamada secuenciador) coordine las acciones que se van
realizando en los diferentes sistemas durante el arranque.
Teóricamente, sin más intervención manual que la selección de la opción
“arranque” las centrales solares termoeléctricas deberían completar todo el
proceso. Sin embargo la experiencia demuestra que la intervención manual del
operador de la central acelera el proceso, resuelve problemas que van surgiendo
sobre la marcha y hace que el número de “arranques fallidos” descienda.
Cuando se alcanza la presión adecuada, se comienza la operación by- pass, esto
es, el vapor generado se deriva hacia el condensador directamente, sin pasar por
la turbina de vapor. La razón es que el valor de conductividad no es el adecuado,
y los diversos contaminantes que contiene, sobre todo sílice, hierro, sodio y
cobre, pueden dañar los álabes de la turbina de vapor. Se purga gran cantidad de
agua de la caldera, y se sustituye por agua de refresco, de menor conductividad,
proveniente de la planta de producción de agua desmineralizada. Cuando se
alcanza el valor de conductividad conveniente se comienza a hacer girar la
turbina de vapor. Poco a poco va aumentando de velocidad, y cuando se llega a
3.000 r.p.m., su generador sincroniza con la red, aportando más energía eléctrica.
Normalmente, cuando se alcanza la velocidad nominal se conectarán
mecánicamente el eje del generador y el de la turbina de vapor, generalmente
por medio de un embrague.
Se comienza entonces a subir carga, se hace de forma lenta, para minimizar los
efectos del estrés térmico. Cuando la planta alcance la carga deseada, que puede
ser el mínimo técnico, la plena carga o cualquier otra entre estas dos, el proceso
de arranque habrá finalizado.
72
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
1.1.2 Tipos de arranque
El arranque es uno de los momentos cruciales, ya que se pone en marcha un
sistema complejo con múltiples subsistemas y todos deben funcionar de forma
correcta, en su orden y en el momento adecuado. Los diferentes tipos de
arranques se pueden clasificar según la temperatura de la carcasa y del rotor en
el momento de iniciarlos, esta clasificación varía dependiendo del fabricante de
la turbina o el operador, por lo que se pueden dividir los arranques según dos
grandes grupos:
•
Según los fabricantes: Los fabricantes de las turbinas los suelen dividir en
tres grupos:
o Arranque en frío se produce a las 72 horas o más después de la
parada.
o Arranque templado está entre las 24 y 72 de producirse la parada.
o Arranque caliente se produce en menos de 24 horas de que se haya
producido la parada, puede ser al poco de producirse la parada si
dicha parada ha sido provocada por una avería fácil de solucionar
o por una falsa alarma.
•
Según los operadores: Según los operadores de las turbinas se divididen
en cinco grupos:
o Arranque superfrío: después de una parada programada, sin
virador. El virador es una máquina encargada de hacer girar el
rotor a muy bajas revoluciones para que se enfríe de forma
homogénea y con ello evitar que se deforme.
o Arranque frío: se produce después de más de 72 horas de parada
la turbina.
o Arranque templado: entre 24-72 horas de estar parada la turbina.
o Arranque caliente: entre 3-24 horas después de parar nuestra
turbina.
o Rearranque: inmediatamente después de un disparo, se produce
después de un disparo porque algún sensor ha dado un aviso y se
ha corregido rápidamente o ha sido una falsa alarma, o se están
haciendo pruebas, este también suele ser el tipo de arranque que
más disparos produce.
1.2 Variaciones de carga
1.2.1 Carga base o máxima carga
73
La carga base o máxima carga es la máxima potencia que puede alcanzar la
central en un momento determinado.
Esta carga máxima está determinada no sólo por el diseño de la máquina, sino
también por las condiciones ambientales. Así, la temperatura, la presión
atmosférica y la humedad determinan la potencia máxima que puede alcanzar
una central termosolar.
1.2.2 Mínimo Técnico
Es la carga más baja a la que es posible operar una central de forma estable. El
mínimo técnico lo determina el ciclo agua-vapor. Se puede bajar carga
progresivamente, estabilizando la situación para comprobar que se puede
mantener indefinidamente ese nivel de carga pero hay un punto por debajo del
cual el ciclo se desestabiliza, bien por acumulación de calor o bien por pérdida de
nivel de agua en algún otro. Si el ciclo agua-vapor es estable y es posible
mantenerlo en un punto determinado durante 1-2 horas, se baja la carga y se
prueba de nuevo. Normalmente este mínimo técnico está situado entre el 25 y el
50% de la carga máxima.
1.2.3 Variaciones de carga
Una ventaja indudable de operar la central a plena carga es la desaparición de
fuerzas cíclicas responsables de la fatiga de materiales. Por desgracia, no es
habitual operarlas de forma continua a plena carga, sino que sufren
constantemente variaciones en su potencia para ajustarse al programa de carga
negociado con los responsables de la red eléctrica del país y, del mismo modo,
debe adaptarse a las condiciones meteorológicas (cambios en el clima,
variaciones en la temperatura, etc.).
1.3 Régimen de operación
1.3.1 Arranques y paradas diarias
En este régimen de funcionamiento, el equipo se mantiene en marcha durante las
horas punta, y se para durante las horas de menor demanda. Es un modo de
funcionamiento delicado, pues determinadas partes de la planta sufren un
desgaste acelerado:
•
Turbina de vapor. Estrés térmico en rotor, carcasa y álabes. Los
elementos internos de la turbina de vapor se ven expuestos a niveles más
altos de sílice y O2 durante más tiempo.
•
Generador. Los extremos del eje del rotor sufren más tensiones cíclicas, al
igual que los acoplamientos con las turbinas. La fatiga disminuirá la vida
de estos elementos.
74
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
•
•
Caldera y ciclo agua-vapor. Si se tiene la precaución de mantenerla
presurizada, el estrés al que se somete es mucho menor.
Circuito de refrigeración. Hay un mayor número de arranque en bombas y
ventiladores, con la disminución consiguiente de la vida útil estos
elementos (sobre todo, ejes, rodetes, rodamientos, cojinetes).
1.3.2 Arranques y paradas semanales
La planta arranca el primer día hábil de la semana (lunes) a primera hora, y se
mantiene en marcha hasta el sábado o domingo. Durante el día, además, se
mantiene a cargas altas, y durante la noche, al mínimo técnico.
Este modo de funcionamiento supone unos 50 arranques al año, que es una
cantidad perfectamente asumible. La parte que más sufre con este régimen es la
caldera.
1.3.3 Funcionamiento contínuo
Es el modo de funcionamiento con el que la planta sufre menor estrés. Las
temperaturas y presiones se mantienen más o menos constantes, y por ello, las
fuerzas cíclicas responsables de la fatiga de materiales no aparecen.
1.4 Parada de la central
1.4.1 Paradas Programadas
El proceso de parada de una planta termosolar tiene lugar normalmente en las
siguientes etapas:
•
Etapa 1: Bajada a mínimo técnico.
•
Etapa 2: Descarga de la turbina de vapor. En esta fase los elementos
principales son los by-pass, que tienen que derivar el flujo de vapor.
•
Etapa 3: Desacople de la turbina de vapor. Si la planta es de eje único, en
esta fase la turbina se desacoplará del eje a través del embrague. Si la
planta es de eje múltiple, cuando las válvulas de admisión de vapor estén
totalmente cerradas la turbina de vapor se desacoplará de la red.
•
Etapa 4: Puesta en marcha del virador, para garantizar un giro mínimo del
eje de la turbina que evite deformaciones en el eje.
1.4.2 Paradas de Emergencia
El proceso de parada de una planta termosolar en una parada de emergencia es
el mismo, pero mucho más rápido, por lo que el estrés térmico y mecánico ahora
sí son muy pronunciados. Se pueden producir paradas de emergencia en una
central (también llamados disparos) debido a una serie muy amplia de razones,
pero las más habituales son las siguientes:
75
Fallos en la alimentación del combustible. Fallo en la red (black out). Fallos
eléctricos de sistemas propios de la central, como:
•
Interruptor de máquina.
•
Transformador principal.
•
Protección del generador.
•
Sistemas de instrumentación y/o control de la turbina de vapor.
•
Fallos en la caldera (altas temperaturas, bajo caudal, pérdida de nivel,
fallos en la instrumentación).
•
Fallos en el ciclo agua-vapor (pérdidas de vacío en el condensador por
fugas o fallos en la refrigeración, funcionamiento anómalo de by-pass.
•
Fallos en la instrumentación.
1.4.3 Paradas Prolongadas y precauciones a tener en cuenta
Cuando la parada va a ser prolongada, es conveniente adoptar las siguientes
medidas:
•
Sistema de refrigeración: deben mantenerse el pH, el nivel de biocida y
seguirse las instrucciones para la conservación de la torre de
refrigeración o de los aerocondensadores, en su caso.
•
Caldera: la conservación húmeda consiste en el llenado de la caldera al
máximo posible con agua a la que se añade suficiente cantidad de
amoniaco e hidrazina. Una vez llena, se presuriza con N2, hasta que la
presión sea superior a la atmosférica. Si se opta por la conservación seca,
se vacía completamente la caldera y se presuriza con N2 a una presión
superior a la atmosférica.
•
En la turbina de vapor se suele colocar desecante en su interior, y se
mantiene girando a velocidad muy baja (menos de 1 r.p.m.) hasta el
arranque. Si hay que detener el sistema virador por que sea necesario
realizar trabajos de mantenimiento antes de la puesta en marcha deberá
estar unas horas girando a bajas revoluciones para reequilibrar el eje.
76
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
2. Modos de operación
2.1 Modo 1: Calentamiento del campo solar
En este modo de funcionamiento se calienta el aceite térmico con la energía del
campo solar. Las bombas HTF impulsarán el aceite térmico desde los tanques de
expansión hasta el Campo Solar, circulando por el Bypass de Trenes de
Generación de Vapor. Normalmente se pondrán en funcionamiento cuatro de las
cinco bombas principales de HTF.
Las válvulas de retorno de los campos Solares (20JB_10/20/30/40AA090)
estarán abiertas, la válvula a trenes de generación (20JB_50AA080) cerrada, y la
válvula de bypass a los trenes de Generación (20JB_60AA090) abierta.
La válvula motorizada 20JD_25AA080 de entrada a Campo Solar estará abierta, y
las válvulas 20JF_10AA090 y 20JF_40/50/60AA090 estarán cerradas para
impedir el paso a Calderas.
2.2 Modo 2: Transferencia de calor del campo solar al bloque de potencia
Este modo de funcionamiento comienza normalmente con el último paso de la
secuencia de calentamiento. Cuando se cumplan las condiciones de temperatura
exigidas por el Generador de Vapor para entrada de aceite en el mismo, se abrirá
el paso a los Trenes de Generación de Vapor, cerrándose progresivamente el
bypass a los tanques de expansión.
Se ABRIRÁ la válvula motorizada de entrada a los trenes (20JB_50AA080) de
forma progresiva, a medida que se va CERRANDO la válvula de bypass a los
tanques de expansión (20JB_60AA090). Comenzará la rampa de calentamiento
del GVS, que no podrá superar los 4ºC/minuto.
El aceite circulará a través de los dos trenes de generación.
2.3 Modo 3: Parada de la planta
Se producirá una Parada de la Planta cuando la irradiación solar se termine, bajo
ciertas alarmas o condiciones meteorológicas adversas o en caso de
mantenimiento general de la Planta.
Para ello deberán pararse las Bombas Principales HTF, habiendo desenfocado
previamente los espejos del Campo Solar. Se pararán las Calderas HTF (en caso
de estar en marcha), se cerrarán los ramales de Aceite al Sistema de Generación
de Vapor, y se dejará abierto el bypass a los tanques de expansión.
En las paradas nocturnas diarias, tras el paro las Bombas Principales, el
operador deberá poner en funcionamiento la Bomba Auxiliar de HTF (bien para
circulación, bien para protección contra congelación), entrando en Modo
Circulación o Modo Protección contra Congelación.
77
La Turbina de Vapor estará parada, sellada, en vacío y girando virador. El
sistema de Generación de Vapor estará presurizado (si la parada ha sido corta),
con el Generador de Vapor a nivel normal y listo para arrancar.
El objetivo de este modo es aumentar la temperatura del aceite térmico
mediante el campo solar hasta alcanzar las condiciones a las que se puede enviar
el aceite a los intercambiadores del sistema de Generación de Vapor (aprox.
200ºC como valor de referencia). Este modo de funcionamiento será necesario
tras paradas de Planta en las cuales el sistema ha permanecido el suficiente
tiempo parado como para que el aceite haya perdido la temperatura de
operación óptima.
2.4
Modo 4: Circulación campo solar
Cuando la Planta sufre una parada prolongada, se debe evitar que el aceite
térmico se congele debido al descenso de la temperatura, hasta que se disponga
de las condiciones apropiadas como para arrancar la planta nuevamente.
Este modo de funcionamiento se produce durante paradas de la Planta, como
paradas nocturnas, cuando no hay radiación solar.
Tras una parada de Planta, debemos entrar bien en el modo CIRCULACIÓN, bien
en el modo PROTECCIÓN CONTRA CONGELACIÓN, para evitar un enfriamiento
excesivo del aceite (se deberá mantener siempre por encima de los 65ºC).
Dependiendo de la época del año en la que nos encontremos, entraremos en uno
u otro modo. Si nos encontramos en verano, o en épocas en las que la
temperatura ambiente no sea demasiado baja en horario nocturno, el modo
CIRCULACIÓN será suficiente. Si por el contrario nos encontramos en invierno y
la temperatura ambiente en horario nocturno es muy baja, será necesario activar
el modo PROTECCIÓN CONTRA CONGELACIÓN, arrancando las calderas
auxiliares. El operador decidirá cual de los modos deberá activar.
La Bomba Auxiliar de HTF impulsará el aceite desde el depósito de expansión
hasta el campo Solar, bypaseando los Trenes de Generación de Vapor. La Turbina
de Vapor estará parada, sellada, en vacío y girando en virador, para que el
siguiente arranque sea mas rápido. El sistema de Generación de Vapor estará
preferentemente lleno y listo para arrancar.
Funcionamiento Normal:
•
La bomba 20JF_10 AP010 arrancaría, y 5 segundos después (tiempo
configurable durante la PEM), la válvula 20JF_10 AA081 abriría.
•
Las válvulas de la caldera auxiliar permanecerían cerradas
(20JF_10AA090, 20JF_40AA090, 20JF_50AA090, 20JF_60AA090).
78
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
•
Gran parte del caudal total iría a los campos y la otra parte se recircularía
por la línea 20JD_17 BR010/020/030 del filtro autolimpiante 20JD_17
AT001
- La válvula 20JB_60AA090 estará abierta, y las válvulas
20JB_50AA080 y 20JA_10AA080 estarán cerradas.
Si se estropea la bomba de caldera auxiliar:
•
Entraría en funcionamiento una de las bombas principales, asignando al
variador de frecuencia una consigna de funcionamiento equivalente al
caudal proporcionado por la bomba auxiliar.
•
En este caso, la válvula motorizada de impulsión de la bomba que entrase
en funcionamiento abriría, y las válvulas de la caldera auxiliar
permanecerían cerradas (20JF_10AA090, 20JF_40AA090, 20JF_50AA090,
20JF_60AA090.
En caso de producirse un Blackout de Planta (cero de tensión), entraríamos
automáticamente en Modo Circulación para asegurar un caudal mínimo por el
Campo Solar. La bomba Auxiliar se alimenta directamente del GDE, por lo que la
entrada en funcionamiento de la bomba auxiliar sería automática e inmediata.
2.5 Modo 5: Protección contra congelación
La Bomba Auxiliar de HTF impulsará el aceite desde el depósito de expansión,
atravesando la caldera de aceite hasta el campo Solar, bypaseando los Trenes de
Generación de Vapor. La Turbina de Vapor estará parada, sellada, en vacío y
girando en virador, para que el siguiente arranque sea mas rápido. El sistema de
Generación de Vapor estará preferentemente lleno y listo para arrancar.
Funcionamiento normal:
•
La bomba 20JF_10 AP010 arrancaría, y 5 segundos después (tiempo
configurable durante la PEM), la válvula 20JF_10AA081 abriría.
•
El caudal iría a las calderas de aceite y a las bombas principales a través
de las válvulas manuales de precalentamiento. Se cerrará la válvula
motorizada 20JD_25AA080.
•
La caldera aportaría 10 MWt y funcionarían con un caudal de bomba de
172 kg/s, definido de acuerdo a requerimientos de Campo Solar ante
Black Out de Planta (distribución: 82 kg/s por caldera, resto por bypass).
•
El caudal caliente iría por la línea 20JF_80 BR010. La válvula manual
20JF_80AA003 estaría abierta (válvula normalmente abierta), al igual que
la válvula motorizada 20JF_80AA081. La válvula motorizada 20JF_90
AA080 de la línea 20JF_90 BR010 estaría cerrada.
•
La válvula 20JF_10AA090 estaría en funcionamiento automático y
regulando el caudal excedente de la bomba auxiliar. El aceite térmico
79
caliente procedente de la línea 20JF_80 BR010, se reparte a través del
colector común por los 4 campos solares.
•
La válvula 20JB_60AA090 abrirá, y las válvulas 20JA_10AA080 y
20JB_50AA080 cerrarán.
•
La válvula motorizada 20JF_80AA081 deberá abrirse para permitir el
flujo hacia el Campo Solar.
Si se estropea la bomba de caldera:
•
Entraría en funcionamiento una bomba de las principales (la bomba que
esté preseleccionada por defecto). La válvula de impulsión de la bomba se
abriría, y la válvula manual 20JF_20 AA001 de la línea 20JF_20 BR010
permanecería abierta (válvula normalmente abierta).
•
La válvula 20JF_10AA090 permanecería cerrada, ya que, al incluir las
bombas principales variador de velocidad, no sería necesario ajustar el
caudal con la válvula de bypass (se ajustaría el Set Point del Variador).
•
El funcionamiento sería como el descrito en el apartado anterior.
Alternativa:
•
Protección contra Congelación, introduciendo HTF caliente de salida de
Calderas a Tanques de Expansión.
•
En este modo de funcionamiento, inyectaremos HTF proveniente de las
Calderas en el colector caliente de HTF, de forma que el aceite introducido
en los Tanques de expansión tendrá una temperatura más elevada, que se
mantendrá más o menos constante.
•
Las válvulas motorizadas 20JD_25AA080 y 20JF_80AA082 se abrirán, y la
válvula motorizada 20JF_80AA081 se cerrará.
2.6 Modo 6: Transferencia de calor de campo solar y calderas a bloque de
potencia
La Planta podrá operar en este modo de funcionamiento cuando la potencia
recibida en los colectores solares es inferior a la solicitada. Si funcionamos con
grado de carga < 100% con el campo y se quiere un grado de carga del 100% (o
cualquier otro apoyo térmico para subir el grado de carga de la Planta)
deberemos entrar en este modo de funcionamiento.
En este modo de operación se utilizaría el caudal nominal total (610 kg/s
aproximadamente en el caso del 100% de carga).
Para conseguir una temperatura de salida del campo de 393ºC, se reducirá el
caudal. El plus de potencia se conseguiría, haciendo pasar el caudal reducido por
80
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
las calderas auxiliares, para conseguir un incremento de temperatura a 393ºC
(máximo 200 kg/s, correspondiente a la potencia máxima de calderas de 45
MWt).
Funcionamiento normal:
•
En este caso, funcionarían 4 de las 5 bombas de aceite térmico principales
con el caudal nominal de operación. La válvula motorizada de impulsión
de cada bomba estaría abierta. La válvula manual 20JF_20AA001 de la
línea 20JF_20 BR010 estaría abierta (válvula normalmente abierta). La
válvula 20JF_10AA090 permanecería cerrada, para hacer que el caudal
circule a través de las calderas.
El aceite circularía por las tres calderas y se introduciría en el circuito a través de
la válvula 20JF_90AA080, que se encontraría abierta. Para conseguir la
temperatura de 393ºC a la salida de los campos, las válvulas de retorno de
campos actuarían de la forma:
•
Si la temperatura procedente de los campos es menor que la indicada, las
válvulas de retorno de campos cerrarían para aumentar la temperatura.
•
El caudal complementario, pasaría por las calderas auxiliares para
conseguir la potencia nominal. El control del caudal de las calderas, se
haría con las válvulas 20JF_40/50/60 AA090.
Alternativa:
Circulación de aceite por Calderas HTF y Campo Solar en Serie.
Este modo de funcionamiento podrá utilizarse con cargas bajas, ya que no es
posible trabajar con el caudal nominal.
El aceite pasará a través de las calderas, calentándose hasta los 393ºC. Este
aceite “caliente” se mezclará con el aceite “frio” proveniente del bypass de
calderas (20JF_10AA090), generando una mezcla apta para ser introducida y
calentada en el Campo Solar.
Además de utilizar el Bypass de Calderas, también sería posible introducir el
aceite “frio” a través de la válvula 20JD_25AA080.
•
La válvula 20JD_25AA080 y 20JF_80AA082 estarán cerradas, y la válvula
20JF_80AA081 abierta.
- La válvula manual 20JF_20AA001 estará abierta
(válvula normalmente abierta), y la válvula 20JF_10AA090 estará
regulando en automático para conseguir la temperatura de mezcla
deseada a la entrada del Campo Solar.
O utilizando la válvula 20JD_25AA080:
81
•
Las válvulas 20JD_25AA080 y 20JF_80AA081 estarían abiertas, y la
20JF_80AA082 cerrada.
•
La válvula manual 20JF_20AA001 estará abierta (válvula normalmente
abierta), y la válvula 20JF_10AA090 estará cerrada.
2.7 Modo 7: Transferencia de calor de calderas a bloque de potencia
La Planta podrá operar en este modo de funcionamiento cuando la potencia
recibida en los colectores solares sea nula, y se quiera operar con un grado de
carga máximo del 30%.
La potencia de salida que se puede llegar a conseguir con las Calderas de Aceite
térmico (hasta 45 MWt) es bastante más baja que la conseguida con el Campo
Solar en funcionamiento nominal (137 MWt) por lo que tanto la Turbina como
los Trenes de Generación trabajan a cargas muy bajas en este modo.
Dos de las bombas principales (si trabajamos a caudal nominal de calderas)
impulsarán el aceite desde los Tanques de Expansión, atravesando las Calderas
de Aceite Térmico, hasta los Trenes de Generación de Vapor, sin circular por el
Campo Solar.
En este modo se operará preferentemente con las tres calderas, con una
temperatura de salida de 393ºC.
Durante la fase de arranque y calentamiento de los Trenes de Generación de
Vapor, el operador velará por la integridad de los equipos.
Funcionamiento normal:
•
Dos de las bombas principales arrancarían (bombas preseleccionadas), y
abrirían sus válvulas de impulsión.
•
La válvula manual 20JF_20AA001 de la línea 20JF_20 BR010 estaría
abierta (válvula normalmente abierta), y el caudal iría a las calderas de
aceite.
•
La válvula motorizada 20JD_25AA080 permanecería cerrada, al igual que
la válvula 20JF_10AA090.
•
Las calderas aportarían 45 MWt y funcionarían con un caudal de 100 kg/s
cada bomba aproximadamente.
•
El caudal caliente iría por la línea 20JF_90 BR010. La válvula motorizada
20JF_90AA080, estaría abierta. La válvula manual 20JF_80AA003 de la
línea 20JF_80 BR010 estaría cerrada.
El aceite térmico caliente procedente de la línea 20JF_90 BR010, se
reparte a través de los dos Trenes de Generación.
•
82
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
2.8 Modo 8: Circulación / protección contra congelación + transferencia de
calor de calderas a bloque de potencia
Trabajaremos en este modo de funcionamiento cuando, encontrándonos en
modo circulación o protección contra congelación, queramos generar vapor con
las Calderas Auxiliares.
Este modo de funcionamiento podrá utilizarse con cargas bajas.
Mediante este modo, conseguimos independizar en gran parte, la circulación del
aceite “frio” para circulación/anticongelación por el campo, y la circulación del
aceite “caliente” para producción en el Generador de Vapor.
Funcionamiento:
•
Arrancarán dos bombas principales de HTF, abriendo sus válvulas de
impulsión asociadas.
•
La válvula manual 20JF_20AA001 estará abierta (válvula normalmente
abierta), de forma que el aceite circulará por las calderas, a través de las
válvulas 20JF_40/50/60AA090 (aceite caliente), y por el bypass a través
de la válvula 20JF_10AA090 (aceite frio). La válvula 20JF_80AA003
permanecerá cerrada (único modo de funcionamiento en el que esta
válvula debe estar cerrada, es una válvula normalmente abierta).
•
El aceite frio llegará al Campo Solar a través de la válvula 20JF_80AA0081,
y
circulará
por
las
válvulas
de
retorno
de
campos
20JB_10/20/30/40AA090 que permanecerán abiertas, hasta llegar a los
Tanques de Expansión, estando la válvula 20JB_60AA090 abierta, y las
válvulas 20JB_50AA080 y 20JA_10AA080 cerradas.
•
El aceite caliente de las calderas pasará a través de la válvula
20JF_90AA080 para llegar a los Trenes de Generación de Vapor. En los
Tanques de expansión se juntarán ambas corrientes, homogeneizando la
temperatura del aceite a las bombas principales de HTF.
3. Posicionamiento de las válvulas automáticas
Tabla 2.1 Posiciones de las válvulas automáticas para los modos de
calentamiento del campo solar, transferencia de calor desde el campo solar al
bloque de potencia y la circulación por el campo solar.
83
84
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
85
86
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Tabla 2.2 Posiciones de las válvulas automáticas para los modos operación de protección contra congelación (antifreezing), de
transferencia de calor desde el campo solar y las calderas de HTF al bloque de potencia y de transferencia de calor únicamente desde
calderas:
87
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Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
89
90
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Nota 1: Abre con alta presión en tanque buffer
Nota 2: Depende de la presión de los tanques de expansión
Nota 3: Las válvulas de suministro de nitrógeno 00QJD30AA091 y 00QJD10AA080 permanecerán en automático en todos los modos.
91
4.
Posicionamiento de las válvulas manuales.
A continuación se detalla el posicionamiento de las válvulas manuales del sistema.
Tabla 2.3 Posicionamiento de las válvulas manuales
92
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
93
94
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
95
96
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Capítulo 3 Autoconsumos
Las centrales de producción eléctrica centro de este proyecto son centrales que entran
dentro del régimen especial de generación. Es importante que el rendimiento de la
central sea óptimo y que garantice su viabilidad. Merece especial atención los
autoconsumos on-line que requiere la instalación.
Con el objetivo de alcanzar los objetivos de valores garantizados de producción según
el contrato EPC se ha optado por la optimización de los valores de consumos propios.
Si a igualdad de condiciones de operación se consiguen unos consumos menores en
planta la energía neta vertida a red será mayor con lo que se aumenta el resultado
económico de explotación de la planta.
Las instalaciones eléctricas condicionarán en gran medida los aspectos funcionales de
cualquier central de producción. Es imprescindible que estos equipos sean los
adecuados y que desde el diseño de ingeniería se sepa especificar las características
técnicas y funcionales de cada uno de estos. Para ello en el desarrollo de un contrato
EPC la fase de compras tiene un rol específico. La buena coordinación entre el diseño
de ingeniería y las compras puede llevar al contratista a ahorrar una suma considerable
del presupuesto.
Los equipos eléctricos se engloban en el concepto de servicios auxiliares.
Clasificación de los servicios auxiliares:
•
Esenciales: su falta produciría la parada de la central.
•
Normales:
o Urgentes: su falta produce la reducción de la potencia de generación.
o Eventuales: su falta no condiciona el funcionamiento de la central.
Constitución de los servicios auxiliares:
•
Un transformador de Servicios Auxiliares.
•
Instalaciones trifásicas de BT en 690V para el suministro a motores asíncronos
con potencias comprendidas entre 710kW y 150kW.
•
Instalaciones trifásicas de BT en 400V para motores de potencia menores a
150kW, grupo de emergencia, accionamientos, y otras instalaciones, por
ejemplo luz y fuerza.
•
Alimentación de servicios esenciales.
•
Rectificadores-baterías y barras de corriente continua.
97
•
Onduladores estáticos y barras de corriente alterna regulada.
Figura 3.1 Disposición básica de una central
1.
Fase de compras
La compra de equipos en un proyecto EPC comienza desde la fase más temprana del
diseño de la instalación. Gran parte del contrato EPC estará condicionado a los equipos
principales que constituyen la planta. Para la compra de cada uno de los equipos se
consta de dos documentos que determinan las características y funciones de los
mismos. Estos documentos son:
Especificación técnica (ET): tiene por objeto establecer las características
técnicas del diseño, acopio de materiales, fabricación completa, suministro,
inspecciones, pruebas en taller y en sitio del equipo requerido;
Hoja de datos (HDD): tiene por objeto establecer los principales valores
técnicos y constructivos mínimos requeridos a los fabricantes.
Una vez se elaboran estos documentos se procede a contactar con los fabricantes. A
los fabricantes se les hace llegar toda la información necesaria para que realicen el
correcto diseño y dimensionamiento de los equipos requeridos. Además de la ET y
HDD el fabricante necesitará de otros documentos como son las bases de diseño de la
planta, los criterios de diseño eléctrico, mecánico o de instrumentación y control (I&C)
o la ET de pintura.
Además de los documentos técnicos es necesario que los fabricantes se adapten a las
especificaciones comerciales que requieren las ofertas presentadas. En esta
98
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
especificación se concretan otros aspectos como son los hitos de pago, la forma de
pago, el plazo de fabricación y entrega, el periodo de garantía o la inclusión de la
puesta en marcha de los equipos.
Una vez se ha recibido la oferta del fabricante esta pasa a ser estudiada por la
ingeniería con el fin de ser validada técnicamente. Si una oferta recibe la validación de
la ingeniería y si se llega a un entendimiento en las condiciones comerciales se
adjudicará el equipo.
Es durante este proceso cuando se tratará de adquirir el equipo que más se adapte a
las necesidades de la planta. Para optimizar el resultado económico de la instalación se
estudiarán los siguientes aspectos:
Precio por el que se compra el equipo.
Valores de los consumos propios de cada uno de estos equipos.
2.
Equipos estudiados
2.1 Grupo turbina de vapor-generador
El grupo turbina-generador es el equipo que más condiciona el diseño de la central y a
su vez el contrato EPC. De los valores que resulten tales como la eficiencia de la
turbina o la potencia nominal del generador dependerán el diseño y
dimensionamiento del campo solar y de los servicios auxiliares.
Según el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo por el que se regula la actividad de
producción de energía eléctrica en régimen especial, se establece un régimen jurídico y
económico de la producción de esta energía. Para ello las centrales termo solares de
hasta 50MW recibirán una subvención a modo de prima por KWhe producido.
La planta tiene una potencia instalada de 50MW. Es por esto que se ha escogido un
modelo MAN-Turbo de 55MWe que suministrará potencia a una tensión de 11kV. Se
dispone de 5MW para consumos propios.
La decisión de que este fuese el grupo turbina-generador escogido se debe
principalmente a los altos niveles de eficiencia. Estos niveles se recogen en la tabla XX.
Se diseñó estableciéndose altos grados de eficiencia para los niveles de carga
requeridos. Estos grados permiten conseguir un nivel de energía vertida a red óptimo
para la cantidad de energía calorífica transferida por el circuito de agua-vapor.
Figura 3.2. Niveles de carga y eficiencia turbina-generador
99
100
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
101
102
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
103
104
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Tabla 3.1 Cuadro resumen niveles de carga y eficiencia.
2.2 Bombas agua de alimentación
Son bombas de 10 etapas. Bombean un caudal de 150,8 m3/h a 1226 mca con una
eficiencia de 76,6% y una potencia absorbida de 586kW. El NSPHr de la bomba son
4,75 m. Para el punto de operación un caudal de 125,7 m3/h a 1223,4 mca con una
eficiencia de 74.1% y una potencia absorbida de 500kW. El NSPHr de la bomba son
3,76 m. El caudal mínimo para la curva del punto de diseño es de 50 m3/h para la
curva correspondiente al punto de diseño, 3394 rpm.
Todas las máquinas, serán movidas por motores eléctricos de corriente alterna.
El equipo de transmisión será diseñado para transmitir la máxima potencia al eje del
rotor y a la velocidad de funcionamiento de diseño.
Los accionamientos estarán dotados de la adecuada protección contra el polvo y la
humedad y serán instalados en el exterior de las máquinas.
Las cajas de terminales de conexión para cableado de fuerza y equipamiento auxiliar
y/o instrumentación serán independientes.
Los motores ofertados para estas bombas son de 710kW a 3394 rpm.
Consta de cierres mecánicos simples para el sellado del eje. La refrigeración de los
sellos se realiza con el API Plan 23. Se incluye la válvula de mínima circulación y la de
contrapresión. Incorporan cierres simples y un sistema de sellado acorde al plan 23
(API 682). Se ofertaron bombas DIN, lo cual en términos del contrato EPC es
totalmente válido. Respecto a cargas admisibles consta de 2 x API 610. En cuanto al
sistema de sellado todos los plan 23.
Tabla 3.2 Hoja de datos Bombas agua de alimentación
105
PREP. BY
CHKD. BY
APPROVED
DATE
ISSUE
PUMP DATA SHEET
Project number
Client
Project title
Document code
Address
PID number
Installation Location
Equipment Tag Numbers 31 LAC11/12/13 AP001
Feed water pumps
Service of Unit
Quantity
3
Size
3 x 50%
Type
Centrifugal horizontal
PHYSICAL PROPERTIES (for one/each pump)
Fluid Pumped
Feed water
Fluid Characteristics
liquid
Temperature Mode
Min. (10% load)
Normal operation
Maximum
Temperature
ºC
106,2
176,2
180
Viscosity
mPa.s (cPo)
0,26
0,15
0,15
Density
kg/m3
953
891,1
887
Vapor pressure
bara
1,25
9,17
10,03
PROCESS DESIGN CONDITIONS
Pump integration
Pumps connected in parallel
Type of operation
Intermitent Location
Outdoors
Operating flow mode
Min flow (10% load)
Nominal flow
Design flow
Total Mass Flow Rate
kg/s
6,9
61,6
73,9
Total Flow Rate
m3/h
26,0
248,9
298,7
Flow Rate / pump
m3/h
13,0
124,5
149,3
Suction pressure
bara
2,2
9,75
9,75
Discharge pressure
bara
16,3
116,8
117,0
Differencial pressure
bar
14
107,1
107,3
Operating/Design Head
m fluid
150,0
1224,7
1227,1
NPSH Available
m fluid
6,64
NPSH Required
m fluid
Shut-off head
m fluid
1411 - 1656
Runout flow
m3/h
Minimus continous recirculation flow
m3/h
MECHANICAL DESIGN CONDITIONS
Design basis - Code / Specification
ISO 13709
PUMP DESIGN
Casing split
radial
Bearings lube
Support
Lubricator
Impeller type
Shaft OD
Max
Coupling
Corrosion allowance
mm
3
Wear ring clearance
Cooling water temperature
ºC
Stuffing box ID
Depth
Cooling water pressure
barg
Baseplate
Cooling water jackets
l/h
Coupling guard
Rad bearing type
Tests
Required
Witnessed
Thrust bearing type
Shop Inspection
YES
Packing
Hydrostatic
YES
Pedestal
Performance
YES
NPSH
YES
CONNECTIONS
Connection
Size
Rating
Type
Position
Notes
Suction
300#
RF
vertical
Discharge
1500#
RF
vertical
Vent
Case Drain
Seal
MATERIALS
Casing
C6 ISO 13709
Packing
Throat Bushing
Impeller
C6 ISO 13709
No&Size Ring
Casing gasket
Impeller Wear Ring
Mechanical seal
Gland
Casing Wear Ring
Rotating face
Baseplate
Cast iron
Shaft
C6 ISO 13709
Stationary face
Coupling / Shaft guard
Shaft sleeve
C6 ISO 13709
Seal ring
Other componen materials (list)
Lantern ring
Auxiliary Gland
PERFORMANCE
No Stages
Weight
pump and coupling
kg
Bid impeller diameter
mm
baseplate
kg
Maximum impeller diameter
mm
total
kg
Minimum impeller diameter
mm
Space Requirements with driver
Speed
rpm
Overall length
mm
Maximum efficiency (BEP)
%
Overall width
mm
Efficiency at rated design
%
Outline
Rated power
kW
Cross section
Maximum power bid impeller
kW
Furnished by Vendor
Manufacturer
Model
Maximum power max impeller
kW
Pump
Rotation facing pump coupling
Baseplate
Test pressure
barg
Coupling
Performance curve at
ºC
Coupling guard
Motor
106
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
DRIVER AND FREQUENCY CONVERTER
Driver Type
Variable drive
Motor Nameplate kW / HP (Est)
Voltage (V) / Phase (PH) / Freq (Hz)
690 / 3 / 50
Fill the motor data sheet
Start-up type
Variable Frequency Driver
Notes (Vendor to provide all applicable missing information above)
A minimum of 20.000 cycles shall be considered in the design of all materials and equipments.
Case 100% + bypass duty: heat turbine balance pending reception
Process operating conditions for 2 parallel pumps
Operating mode
100% duty
75% duty
50% duty
25% duty
10% duty
100%+bypass duty
Total flow
Temperature
Suction
pressure
Fluid density
Differential
pressure
Discharge
pressure
Q each
pump
kg/h
221.796
158.972
104.861
55.073
24.815
207.252
ºC
176,2
165,0
150,6
129,3
106,2
175,3
bara
9,75
7,76
5,70
3,58
2,22
9,61
kg/m3
891,2
902,6
917
935,7
953
891,2
bar
107,1
76,6
51,1
27,8
14,0
106,9
bara
116,8
84,4
56,8
31,4
16,3
116,5
m3/h
124,44
88,06
57,18
29,43
13,02
116,3
107
Design
differential
pressure
bar
107,3
76,7
51,2
27,8
14,0
107,1
Tabla 3.3 Hoja de datos motores BT
0
Preliminar para oferta EPC
REV
CLIENTE:
FECHA
DESCRIPCIÓN
ELABORADO
REVISADO
APROBADO
PROYECTO:
DOCUMENTO:
HOJA DE DATOS MOTORES BAJA TENSIÓN
DESCRIPCION
Item
UNDS.
1
Construcción
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
Fabricante
Lugar de fabricación
Modelo (referencia del fabricante)
Cantidad de equipos
Normativa de fabricación aplicable
Código/s KKS
2
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
2.7
2.8
2.9
2.9.1
2.9.2
General
Tipo de servicio
Forma constructiva
Clase de aislamiento / calentamiento
Sistema de refrigeración
Tipo de rotor
Material del rotor
Material de los devanados del estator
Material de la carcasa
Grado de protección (IP)
Del motor
De la(s) caja(s) de bornas
2.10
Montaje (interior / exterior / área clasificada)
2.11
Tipo de arranque previsto (directo / arrancador estático / variador de
frecuencia)
2.12
2.13
2.14
2.14.1
2.14.2
2.15
2.15.1
2.15.2
2.16
2.16.1
2.16.2
2.16.3
2.17
2.18
2.19
2.19.1
2.20
Ud.
REQUERIDO
*
*
*
*
UNE-EN 60034
*
Código IM
Código IC
Temperatura ambiente máxima para la que se diseña el motor
Altitud máxima para la que se diseña el motor
Nº de arranques consecutivos con el motor
A la Tª de funcionamiento (arranque en caliente)
A la Tª ambiente de 40ºC (arranque en frío)
Tiempo mínimo entre arranques
A la Tª de funcionamiento (arranque en caliente)
A la Tª ambiente de 40ºC (arranque en frío)
Velocidad
Síncrona
A plena carga
Crítica
Sobrevelocidad admisible
Velocidad máxima admisible en sentido contrario al normal
Motores para zona Eex
Zona / Clase / Clase de Tª
Clase de eficiencia
108
S1
*
F/B
*
Jaula de ardilla
*
*
*
ºC
m
IP55
IP55
Se indica en la hoja
de datos del equipo
seleccionado
Se indica en la hoja
de datos del equipo
seleccionado
*
*
Ud.
Ud.
*
*
s
s
*
*
r.p.m.
r.p.m.
r.p.m.
r.p.m.
r.p.m.
*
*
*
*
*
*
*
OFERTADO
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
3
3.1
Datos Eléctricos
Potencia nominal
kW
3.2
Tensión nominal
V
3.3
3.4
3.5
3.6
3.7
Frecuencia
Número de fases
Tipo de conexión de los devanados del estator
Tensión soportada asignada con impulso de tipo rayo (cresta)
Intensidad nominal (a plena carga)
Intensidad máxima admisible en régimen continuo y condiciones
nominales de tensión, frecuencia y aumento de temperatura
Intensidad de arranque al 100% de la tensión nominal
Tiempo de arranque a plena carga y al 100% de la tensión nominal
Intensidad de arranque al 80% de la tensión nominal
Tiempo de arranque a plena carga y al 80% de la tensión nominal
Tensión mínima de arranque garantizada
Intensidad de arranque con mínima tensión de arranque
Tiempo de arranque a plena carga con mínima tensión de arranque
Tiempo máximo admisible con rotor bloqueado a tensión nominal:
A la Tª de funcionamiento
A la Tª ambiente de 40ºC
Constante de tiempo térmica de calentamiento del estator
Constante de tiempo térmica de enfriamiento con el motor parado
Rendimiento a tensión y frecuencia nominal con los siguientes valores
de carga (referidos a la plena carga):
5/4
4/4
3/4
2/4
1/4
Factor de potencia a tensión y frecuencia nominal con los siguientes
5/4
4/4
3/4
2/4
1/4
con rotor bloqueado
Parámetros del circuito equivalente del motor (en p.u. referidos a la
potencia, tensión y frecuencia nominales):
3.8
3.9
3.10
3.11
3.12
3.13
3.14
3.15
3.16
3.16.1
3.16.2
3.17
3.18
3.19
3.19.1
3.19.2
3.19.3
3.19.4
3.19.5
3.20
3.20.1
3.20.2
3.20.3
3.20.4
3.20.5
3.20.6
3.21
3.21.1
3.21.2
3.21.3
3.21.4
3.21.5
3.21.6
3.22
3.23
3.23.1
3.23.2
3.24
3.25
Resistencia por fase del estator
Resistencia por fase del rotor
Reactancia pérdidas del estator
Reactancia pérdidas del rotor
Reactancia magnetizante
Reactancia subtransitoria
Capacidad monofásica a tierra del devanado del estator
Curvas
Par-velocidad al 100% y 80% de la tensión nominal
Intensidad-tiempo de arranque al 100% y 80% de la tensión nominal
Curva límite térmica, en frío y en caliente y con el motor funcionando o
en rotor bloqueado
Clase de rendimiento
kV
A
*
400 / 690
(Se indica en la hoja
de datos del equipo
accionado)
50
3
Y/Δ
*
*
A
*
A
s
A
s
V
A
s
*
*
*
*
*
*
*
s
s
s
s
*
*
*
*
%
%
%
%
%
*
*
*
*
*
%
%
%
%
%
%
*
*
*
*
*
*
p.u.
p.u.
p.u.
p.u.
p.u.
p.u.
µF/fase
*
*
*
*
*
*
*
Hz
Ud.
*
*
*
Código IE
109
*
4
4.1
4.2
4.3
4.4
4.5
4.6
4.7
4.8
4.9
4.10
4.11
4.12
4.12.1
4.12.2
4.12.3
4.13
4.14
5
5.1
5.1.1
5.1.2
5.1.3
5.1.4
5.1.5
5.2
5.2.1
5.2.2
5.2.3
5.2.4
5.2.5
5.3
5.3.1
5.3.2
5.3.3
5.3.4
5.3.5
6
6.1
6.2
6.3
Datos Mecánicos
Peso total del motor
Plano de dimensiones
Momento de inercia del motor
Momento de inercia del acoplamiento
Momento de inercia de la carga
Par de carga
Par nominal del motor
Par inicial de arranque
Par máximo
Par mínimo
Sentido de giro visto desde el lado del acoplamiento y secuencia de
Sistema de transmisión
Directo
Engranajes
Correas
Nivel máximo de ruido (presión acústica a 1 m)
Nivel máximo de vibraciones
Cojinetes
Cojinetes lado acoplamiento
Tipo
Fabricante
Modelo
Tipo de lubricación
Vida esperada
Cojinetes lado opuesto al acoplamiento
Tipo
Fabricante
Modelo
Tipo de lubricación
Vida esperada
Cojinetes en motores verticales
Tipo
Fabricante
Modelo
Tipo de lubricación
Vida esperada
Engrase
Sistemas de engrase
Tiempo de inspección
Tiempo de reposición
110
kg
kgm2
kgm2
kgm2
Nm
Nm
Nm
Nm
Nm
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
dB
mm/s (rms)
*
*
*
≤85
*
horas
*
*
*
*
*
horas
*
*
*
*
*
horas
*
*
*
*
*
meses
meses
*
*
*
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
7
7.1
7.1.1
7.1.2
7.1.3
7.1.4
7.1.5
7.1.6
7.2
7.2.1
7.2.2
7.2.3
7.2.4
7.2.5
7.2.6
7.3
7.3.1
7.3.2
7.3.3
7.3.4
7.3.5
7.3.6
8
8.1
8.2
8.3
8.4
8.5
9
9.1
9.1.1
9.1.2
9.1.3
9.1.4
9.1.5
9.1.6
9.1.7
9.1.8
9.2
9.2.1
9.2.2
9.2.3
9.2.4
9.2.5
9.2.6
9.2.7
9.2.8
10
10.1
10.2
11
11.1
11.2
Cajas de Bornas
Caja de conexión de devanados
Fabricante
Modelo
Plano de dimensiones
Esquema de bornas
Sección de los cables de conexión
Diámetro del agujero de paso de cables
Caja de conexión de sensores de temperatura
Fabricante
Modelo
Plano de dimensiones
Esquema de bornas
Sección de los cables de conexión
Diámetro del agujero de paso de cables
Caja de conexión de resistencias de caldeo
Fabricante
Modelo
Plano de dimensiones
Esquema de bornas
Sección de los cables de conexión
Diámetro del agujero de paso de cables
Resistencias de calefacción
Fabricante
Modelo
Número
Potencia demandada a la tensión de alimentación nominal
Tensión de alimentación nominal
Medida de temperatura
Detectores de temperatura en devanados
Cantidad
Tipo
Valor de alarma por alta Tª
Valor de disparo por muy alta Tª
Fabricante
Modelo
Convertidor a 4-20 mA
Rango del convertidor
Detectores de temperatura en cojinetes
Cantidad
Tipo
Valor de alarma por alta Tª
Valor de disparo por muy alta Tª
Fabricante
Modelo
Convertidor a 4-20 mA
Rango del convertidor
Terminales de Puesta a Tierra
Tipo
Sección de cable admisible
Pintura
Procedimiento de pintura
Color de acabado
mm2
mm
*
*
*
*
A determinar
*
mm2
mm
*
*
*
*
A determinar
*
mm2
mm
*
*
*
*
A determinar
*
Ud.
W
V
*
*
*
*
230
Ud.
ºC
ºC
Ud.
ºC
ºC
mm2
*
PTC / PT100
*
*
*
*
*
*
*
PT100
*
*
*
*
*
*
*
*
*
Código RAL
2.2.1 Bombas de HTF
Las bombas principales y auxiliar de aceite térmico serán diseñadas de acuerdo al API
610 última edición. Las bombas principales serán de una sola etapa, BB2 o entre
cojinetes.
Todas las máquinas, serán movidas por motores eléctricos de corriente alterna.
El equipo de transmisión será diseñado para transmitir la máxima potencia al eje del
rotor y a la velocidad de funcionamiento de diseño.
Los accionamientos estarán dotados de la adecuada protección contra el polvo y la
humedad y serán instalados en el exterior de las máquinas.
111
Las cajas de terminales de conexión para cableado de fuerza y equipamiento auxiliar
y/o instrumentación serán independientes.
En cuanto a los cierres se requiere que sea marca Flowserve por su fiabilidad. En
cuanto al sistema de sellado se requiere plan 23/52 de acuerdo al API 682, con plan de
refrigeración K según API 610.
Bombean un caudal de 760 m3/h a 235 m.c.f con una eficiencia de 81% y una potencia
absorbida de 484 kW @ 3576 rpm. El NSPHr de la bomba son 15,8 m. El diámetro del
rodete es 350,1 mm.
El fabricante indicó en su oferta para que a cargas bajas (10% y 25%) se trabajase con
una única bomba; a media carga (50%) se trabajase con dos bombas; y al 75% de carga
con tres bombas y al 100% con las cuatro bombas. No obstante, desde el punto de
vista de procesos, es recomendable que las bombas operen en paralelo, habiendo
redundancia entre ellas, a continuación se muestra tabla resumen:
Tabla 3.4 Resumen datos bombas HTF
El caudal de run-out es un 110% del caudal de trabajo, 836 m3/h y 218 m, dando una
potencia del motor de 550kW.
Los motores ofertados para estas bombas son de 690kW a 2987 RPM a 40ºC.
1.2.3.1 Bomba auxiliar
Bomba de una sola etapa y en voladizo (OH2).
Bombean un caudal de 731 m3/h a 118 m.c.f con una eficiencia de 83.3% y una
potencia absorbida de 228kW a 2975 rpm. El NSPHr de la bomba son 18.5 m.c.f. El
diámetro del rodete es 322.8 mm.
El motor ofertado para esta bomba es de 275kW a 2983 rpm a 40ºC;
Cierres y sistema de sellado mecánico dobles para el sellado del eje. El flushing de los
sellos se realiza con el API Plan 23/52. El trazado de tubería de refrigeración según el
plan K.
Presión de Shutoff, el valor de la altura diferencial a válvula cerrada estará
comprendido entre 115% y el 126% del punto de diseño. El ofertante garantiza un
117% y un valor de 261,6 m.
112
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Los rodetes elegidos podrán ser sustituidos por otro de un diámetro exterior por lo
menos un 5% superior.
Tabla 3.5 Hoja de datos bombas HTF
PREP. BY
CHKD. BY
APPROVED
DATE
ISSUE
PUMP DATA SHEET
REV.0
Project number
Client
Project title
Document code
Address
PID number
Installation Location
Equipment Tag Numbers 20JD_11/12/13/14/15 AP010
HTF Circulating Pumps
Service of Unit
Quantity
5
Size
5 x 25%
Type
Centrifugal horizontal
PHYSICAL PROPERTIES
Fluid Pumped
Dowthem A or similar
Fluid Characteristics
liquid
Temperature Mode
Min. Allowable
Normal operation
Max. Allowable
Temperature
ºC
65
302
393
Viscosity
mPa.s (cPo)
1,63
0,21
0,13
Density
kg/m3
1022
807
693
Vapor pressure
bara
< 0.1
2,471
9,77
PROCESS DESIGN CONDITIONS
Pump integration
Pumps connected in parallel
Type of operation
Intermitent Location
Outdoors
Operating flow mode
Min flow (10% load)
Nominal flow
Design flow
Total Mass Flow Rate
kg/s
43,75
620
682,0
Total Flow Rate
m3/h
172,9
2765,8
3042,4
3
Flow Rate / pump
m /h
43,2
691,4
760,6
Suction pressure
bara
10,5
10,5
10,5
Discharge pressure
bara
14,5
26,6
29,1
Differencial pressure
bar
4,0
16,1
18,6
Operating/Design Head
m fluid
44,8
203,4
235
NPSH Available
m fluid
101,42
NPSH Required
m fluid
Shut-off head
%
115% - 126% (270 m - 296 m)
Runout flow
m3/h
3
Minimus continous recirculation flow m /h
MECHANICAL DESIGN CONDITIONS
Design basis - Code / Specification
API 610 / API 682 / ISO 9905 class I
PUMP DESIGN
Casing split
radial
Bearings lube
Support
Lubricator
Impeller type
Shaft OD
Max
Coupling
Corrosion allowance
mm
3
Wear ring clearance
Cooling water temperature
ºC
Stuffing box ID
Depth
Cooling water pressure
barg
Baseplate
Cooling water jackets
l/h
Coupling guard
Rad bearing type
Tests
Required
Witnessed
Thrust bearing type
Shop Inspection
YES
Packing
Hydrostatic
YES
Pedestal
Performance
YES
NPSH
YES
CONNECTIONS
Connection
Size
Rating
Type
Position
Notes
Suction
12"
300#
RF
vertical
Discharge
14"
300#
RF
vertical
Vent
Case Drain
Seal
MATERIALS
Casing
C6 API 610
Packing
Throat Bushing
Impeller
C6 API 610
No&Size Ring
Casing gasket
Impeller Wear Ring
Mechanical seal
C6 API 610
Gland
Casing Wear Ring
Rotating face
Baseplate
Cast iron
Shaft
C6 API 610
Stationary face
Coupling / Shaft guard
Shaft sleeve
Seal ring
Other componen materials (list)
Lantern ring
Auxiliary Gland
113
No Stages
Bid impeller diameter
Maximum impeller diameter
Minimum impeller diameter
Speed
Maximum efficiency (BEP)
Efficiency at rated design
Rated power
Maximum power bid impeller
Maximum power max impeller
Rotation facing pump coupling
Test pressure
Performance curve at
PERFORMANCE
Weight
pump and coupling
kg
baseplate
kg
total
kg
Space Requirements with driver
Overall length
mm
Overall width
mm
Outline
Cross section
Furnished by Vendor
Manufacturer
Pump
Baseplate
barg
Coupling
ºC
Coupling guard
Motor
DRIVER AND FREQUENCY CONVERTER
Driver Type
Electric Motor
Motor Nameplate kW / HP (Est)
Voltage (V) / Phase (PH) / Freq (Hz)
690 / 3 / 50
ATEX/Ex n [ai] IIA T1/ IP55
Start-up type
Variable Frequency Driver
Fill motor data sheet
Notes (Vendor to provide all applicable missing information above)
A minimum of 24.000 cycles shall be considered in the design of all materials and equipments.
mm
mm
mm
rpm
%
%
kW
kW
kW
Model
Process operating conditions for 4 parallel pumps
Operating mode
100% duty
75% duty
50% duty
25% duty
10% duty
Total flow
Temperature
Suction
pressure
Fluid density
Design discharge
pressure
Q each
kg/h
558.000
348.921
203.400
93.960
39.375
ºC
302
280
255
227
196,9
barg
10,5
10,5
10,5
10,5
10,5
kg/m3
807
831
856
884
911
bara
26,6
19,3
16,1
14,8
14,5
m3/h
691,45
419,88
237,62
106,29
43,22
Required
differential
pressure
bar
16,1
8,8
5,6
4,3
4,0
1.2.4 Bombas de refrigeración
Debido a su criticidad estas bombas deben cumplir con requerimientos mecánicos,
eléctricos e I&C, conexiones, materiales de construcción, requerimientos de diseño.
La bomba posee un rodete de 520 mm siendo el mínimo para la bomba ofertada de
515 mm.
Todas las máquinas, serán movidas por motores eléctricos de corriente alterna.
El equipo de transmisión será diseñado para transmitir la máxima potencia al eje del
rotor y a la velocidad de funcionamiento de diseño.
Los accionamientos estarán dotados de la adecuada protección contra el polvo y la
humedad y serán instalados en el exterior de las máquinas.
Las cajas de terminales de conexión para cableado de fuerza y equipamiento auxiliar
y/o instrumentación serán independientes.
Se adjudicó este equipo al fabricante atendiendo a que cumple con la vibración
residual de la bomba estuvo en la zona adecuada de acuerdo a la norma ISO 10816,
además de cumplir el resto de requerimientos incluidos en la ET y los correctos valores
recogidos en la HDD.
114
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Tabla 3.6 Hoja de datos bombas de refrigeración
PREP. BY
CHKD. BY
APPROVED
DATE
ISSUE
Rev. 0
PUMP DATA SHEET
Client
Document code
PID number
Equipment Tag Numbers
Size
2 x 100%
Quantity
2
Project number
Project title
Address
Installation Location
Service of Unit
Auxilary cooling w ater pumps
Type
PROCESS DESIGN CONDITIONS (for one/each pump)
Filtered water
Design structural pressure at max Tª
liquid
Normal operating discharge pressure
Pumps connected in parallel
Differential pressure MAX
Differential pressure
ºC
4
Operating head
ºC
27
ºC
50
Design head
mPa·s (cP)
1,567
Shut-off head
mPa·s (cP)
0,851
Design suction pressure
mPa·s (cP)
0,5469 Design NPSH Available
3
1000,0 NPSH Required / Minimum submergence
kg/m
996,5
Normal operation flow
kg/m3
988,0
Design flow
kg/m3
bara
0,124
Runout flow
Outdoors
Minimum continuous recirculation flow
Intermitent
MECHANICAL DESIGN CONDITIONS
ISO 5199 / EN 25199
PUMP DESIGN
Radial
Bearings lube
Lubricator
Fluid Pumped
Fluid Characteristics
Pump integration
Minimum temperature
Normal temperature
Maximum temperature
Viscosity at minimum temperature
Viscosity at normal (design) temperature
Viscosity at maximum temperature
Density at minimum temperature
Density at normal (design) temperature
Density at maximum temperature
Vapor pressure at maximum temperature
Location
Type of operation
Design basis - Code / Specification
Casing split
Support
Impeller type
Shaft OD
Corrosion allowance
Cooling water temperature
Cooling water pressure
Cooling water jackets
Radial bearing type
Thrust bearing type
mm
ºC
barg
l/h
Seal type
Row 87
Row 87
Mechanical seal
Pedestal
Connection
Suction
Discharge
Vent
Case Drain
Seal
31PGA20/30 AP001
Rating
150#
Size
10"
Max
Wear ring clearance
Stuffing box ID
Baseplate
Coupling guard
Tests
Shop Inspection
Hydrostatic
Performance
NPSH
CONNECTIONS
Type
Position
vertical
FF
horizontal
Vertical (wet pit)
bara
bara
bar
bar
m fluid
m fluid
m fluid
bara
m fluid
m fluid
m3/h
m3/h
m3/h
m3/h
2,322
2,140
27,52
28,98
1
11,89
450
495
Coupling
Rigid
Depth
Required
YES
Witnessed
YES
YES
YES
YES
YES
Notes
Dimensions shall be indicated in technical quotation
According ANSI B16.5
MATERIALS (see ROW 88)
Casing / Suction Bell
Head / Column
Impeller
Impeller Wear Ring
Casing Wear Ring
Shaft
Shaft sleeve
A36 / Optional: A743 CF8M Lantern ring
A36 / Optional: A312 TP316 Packing
A743 CF8M No&Size Ring
Mechanical seal
Rotating face
A479 Tp410 Stationary face
Seal ring
No Stages
Bid impeller diameter
Maximum impeller diameter
Minimum impeller diameter
Speed
Maximum efficiency (BEP)
Efficiency at rated design
Rated power
Maximum power bid impeller
Maximum power max impeller
Rotation facing pump coupling
Test pressure
Performance curve at
Driver Type
Voltage (V) / Phase (PH) / Freq (Hz)
Motor drive
Machine type code
Machine type
Mounting designation
Protected by enclosure
Method of cooling
Insulation
Standards
Site elevation
Maximum air temperature (dry bulb)
Minimum air temperature (dry bulb)
Anual average air temperature (dry bulb)
1
Auxiliary Gland
Throat Bushing
Casing gasket
Gland
Baseplate
Coupling / Shaft guard
Case and gland studs
A36
A193 B8M
PERFORMANCE
Weight
pump and coupling
kg
baseplate
kg
total
kg
Space Requirements with driver
Overall length
mm
Overall width
mm
Outline
Cross section
Manufacturer
Furnished by
Vendor
Model
Pump
Baseplate
barg
Coupling
ºC
Coupling guard
Motor
DRIVER AND FREQUENCY CONVERTER
Electric Motor
Standard Motor Efficiency (full load)
400 / 3 / 50
Service factor
1,1
Explosion-proof "T" Code Rating
kW
rpm
Temperature Rise
VERTICAL
Full Load Amps
Locked Rotor Amps
IP 55
Weight (kg)
Maximum Sound Pressure Level
< 85 dBA
class F
Accessories
IEC
SITE DATA
in compl. with NSCR-02
masl
568,32 Seismic classification
ºC
36
Bas.Seism.Acceleration/Contr.Fact.
k=1
ab = 0,07 g
100% / 5%
ºC
-6
Relative Humidity MAX / MIN
47,50%
ºC
21
Relative Humidity annual average
Notes (Vendor to provide all applicable missing information above)
Remarks & Special requirements
mm
mm
mm
rpm
%
%
kW
kW
kW
Pumps to include suction strainer
Pumped fluid
Supplier shall check and confirm pump materials in accordance water quality available for 25 years and 20000 cycles. Special care must be done to avoid chlorides pitting corrosion in idle
pump.
115
No Stages
Bid impeller diameter
Maximum impeller diameter
Minimum impeller diameter
Speed
Maximum efficiency (BEP)
Efficiency at rated design
Rated power
Maximum power bid impeller
Maximum power max impeller
Rotation facing pump coupling
Test pressure
Performance curve at
1
PERFORMANCE
Weight
pump and coupling
kg
baseplate
kg
total
kg
Space Requirements with driver
Overall length
mm
Overall width
mm
Outline
Cross section
Manufacturer
Furnished by
Vendor
Model
Pump
Baseplate
barg
Coupling
ºC
Coupling guard
Motor
DRIVER AND FREQUENCY CONVERTER
Electric Motor
Standard Motor Efficiency (full load)
400 / 3 / 50
Service factor
1,1
Explosion-proof "T" Code Rating
kW
rpm
Temperature Rise
VERTICAL
Full Load Amps
Locked Rotor Amps
IP 55
Weight (kg)
Maximum Sound Pressure Level
< 85 dBA
class F
Accessories
IEC
SITE DATA
in compl. with NSCR-02
masl
568,32 Seismic classification
ºC
36
Bas.Seism.Acceleration/Contr.Fact.
k=1
ab = 0,07 g
100% / 5%
ºC
-6
Relative Humidity MAX / MIN
47,50%
ºC
21
Relative Humidity annual average
Notes (Vendor to provide all applicable missing information above)
Remarks & Special requirements
mm
mm
mm
rpm
%
%
kW
kW
kW
Driver Type
Voltage (V) / Phase (PH) / Freq (Hz)
Motor drive
Machine type code
Machine type
Mounting designation
Protected by enclosure
Method of cooling
Insulation
Standards
Site elevation
Maximum air temperature (dry bulb)
Minimum air temperature (dry bulb)
Anual average air temperature (dry bulb)
Pumps to include suction strainer
Pumped fluid
Supplier shall check and confirm pump materials in accordance water quality available for 25 years and 20000 cycles. Special care must be done to avoid chlorides pitting corrosion in idle
pump.
SKETCH
L2(mm)
Supplier
X3(mm)
Supplier
X4(mm)
Supplier
L1(mm)
Supplier
H1(mm)
Supplier
X1(mm)
Supplier
X2(mm)
Supplier
Dh(mm)
Supplier
500
3310 mm
TO BE CONFIRMED
Operating mode
Process operating conditions (supplier shall indicate the operation of the pumps in these points)
Design
Suction
Fluid
Differential
Total flow
Temperature
discharge
Q each
pressure
density
pressure
pressure
kg/h
ºC
barg
bar
barg
m3/h
kg/m3
Differential
pressure
mca
1.2.5 Motores torre de refrigeración
Motor eléctrico de jaula de ardilla de alta eficiencia, bajo nivel de ruido y con caja de
116
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
engranajes de doble reducción. Dos celdas de la torre tendrán ventilador accionado
por motor de doble velocidad y la tercera de ellas será accionada por variador de
velocidad.
Motores de baja tensión de dos velocidades (690V / 3 fases / 50Hz) para los
ventiladores. Uno de los tres motores está preparado para accionamiento mediante
variador de velocidad. Las palas del ventilador son de PRFV.
Tabla 3.7 Hoja de datos motores torres de refrigeración
Prep. By
Chkd. By
Approved
Date
COOLING TOWER DATA SHEET
Issue
REV. 0
Client:
Project Title:
Project Number // Document Code:
Installation Location and Address:
PID number:
Unit Service:
Size & Type:
Type of Tower:
Equipment Tag Nº:
Cooling Tower.
1 x 3 Cells.
Induced Draft.
31PAB01AH001, 31PAB01AH002, 31PAB01AH003
FAN DRIVER - EACH
FAN DRIVER - EACH
Motor Supplied By | Motor Manufacturer:
Number Motors Required | Electric Power Available:
One or Two Speed | Type Motor (Open, TEFC, XP):
1 per Cell
Two Speed / Frequency
regulation
690 V / 50 Hz
TEFC
Absorved/Rated Horsepower | Service Factor:
Nominal Velocity | Efficiency at Nominal Load:
Isolation | Cooling:
MATERIALS
MATERIALS
Structural Members | Non-Structural Members:
See specification
Basin → Hot | Cold:
See specification
Drift Eliminators/Spacers | Sliding:
See specification
Fill | Filling Supporting Structure:
See specification
Inlet Louvers | Hardware/Joint Connectors:
See specification
Drive-Shaft/Coupling | Distribution Header/Nozzles:
See specification
Anchor Casting | Motor and Gear Support:
See specification
Ladder, Safety Cage, Handrail, Toe Board:
Fan | Fan Blades | Fan Stack::
See specification
See specification
GEAR
GEAR
Type | Model Number | Manufacturer:
Speed Ratio | AGMA Service Factor:
>2
COUPLING
COUPLING
Type | Model Number | Manufacturer:
Rated HP / RPM:
1.2.6 Variadores de frecuencia
1.2.6.1 Variadores de 690V
La planta consta de 3 variadores para el accionamiento de las bombas de agua de
alimentación con una potencia de 710 kW, 5 variadores para el accionamiento de las
117
bombas de HTF con una potencia de 550 kW y un variador para el accionamiento de
uno de los ventiladores de las torres de refrigeración con una potencia de 160 kW para
una tensión de alimentación de 690 V.
Debido a los peligros potenciales, se requerirán medidas para la protección de vidas
humanas, equipos y materiales. Básicamente, todas las partes vivas durante el
funcionamiento a tensiones superiores a 50 V deberán ser aisladas o cubiertas para
que no puedan ser tocadas accidentalmente.
Se aislarán galvánicamente la parte de control y de potencia, de tal modo que los
cables de control no puedan tener la misma tensión que la red de alimentación en
relación a tierra.
Todos los armarios o bastidores deberán tener al menos dos puntos para conexión a la
red de puesta a tierra, situados en sus extremos.
La potencia del variador estará de acuerdo con la potencia del motor al que da
servicio, siendo capaz de suministrarla dentro de todo el rango de frecuencia y
potencia en el que dicho motor pueda funcionar. El variador deberá, asimismo, estar
preparado para poder soportar las sobrecargas que pueda sufrir el motor al que
alimenta.
El variador deberá permitir el ajuste de velocidad de los motores asíncronos sin
escalones, y además, deberá ser equipado totalmente para el control y monitorización
remota desde el sistema de control distribuido
Es importante la instalación de ventilación redundante en el caso de que esta sea
forzada, dado que se trata de una exigencia de la Propiedad.
118
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Tabla 3.8 Hoja de datos variadores 690V
0
REV
FECHA
DESCRIPCIÓN
DOCUMENTO:
Item
ELABORADO
REVISADO
HOJA DE DATOS
VARIADORES DE VELOCIDAD PARA
MOTORES DE BAJA TENSIÓN DE 690V
DESCRIPCION
UNDS.
REQUERIDO
Ud.
3
31MBJ10
31MBJ20
31MBJ30
1
Construcción
1.1
Cantidad de equipos
1.2
Identificación del equipo
-
1.3
1.4
Fabricante
Lugar de fabricación
-
1.5
Modelo
-
1.6
1.7
2
2.1
Normativa de fabricación aplicable
Instalación
-
UNE/IEC
Interior
Datos Generales
Tensión nominal
Margen tensión de entrada
Frecuencia
Número de fases
Intensidad cortocircuito / tiempo
Cumplimiento EN 61800-3
Equipo accionado (*)
Tipo
Potencia nominal en el eje
Velocidad nominal
Rango de velocidad
Características de carga
Par resistivo
Factor de sobrecarga
Duración de sobrecarga
Motor eléctrico (*)
Fabricante
Modelo
Potencia nominal
Frecuencia nominal
Velocidad nominal
Tensión nominal
Factor de potencia
Rendimiento
Momento de inercia
Refrigeración
Protección "EX"
V
%
Hz
Ud.
kA/s
S/N
kW
rpm
rpm
Nm
s
kW
Hz
rpm
V
%
kgm2
-
690
2.2
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
2.6.1
2.6.2
2.6.3
2.6.4
2.6.5
2.6.6
2.6.7
2.6.8
2.7
2.7.1
2.7.2
2.7.3
2.7.4
2.7.5
2.7.6
2.7.7
2.7.8
2.7.9
2.7.10
2.7.11
APROBADO
119
±5
50
3
80/1
SI
A
A
A
A
A
A
A
Bomba
confirmar
confirmar
confirmar
confirmar
confirmar
confirmar
confirmar
A confirmar
A confirmar
710 (estimada)
50
A confirmar
690
A confirmar
A confirmar
A confirmar
A confirmar
NO
OFERTADO
3
3.1
3.2
3.2.1
3.2.2
3.2.3
3.2.4
3.2.5
3.2.6
3.2.7
3.3
3.3.1
3.3.2
3.3.3
3.4
3.4.1
3.4.2
3.5
3.5.1
3.5.2
3.6
3.6.1
3.6.2
3.6.3
3.6.4
3.6.5
3.6.6
3.6.7
3.6.8
3.6.9
3.6.10
3.6.11
3.6.12
3.6.13
3.7
3.7.1
3.7.2
3.7.3
Características del variador
Tecnología
Transformador
Tensión nominal de primario
Tensión nominal de secundario
Potencia nominal
Impedancia de cortocircuito
Refrigeración
Envolvente / Grado de protección
Conexión transformador - convertidor (cable / busbar)
Entrada
V
V
kVA
%
-
Equipamiento
-
Conexión
Intensidad nominal de entrada
Convertidor
Puente de rectificadores (Nº pulsos). Tecnología
Nº diodos
Bus intermedio de cc
Condensadores
Reactancias
Inversor. Tecnología
Potencia nominal
Tensión nominal
Tensión de funcionamiento
Frecuencia de salida
Resolución frecuencia
Capacidad de sobrecarga de corta duración
Capacidad de sobrecarga continua
Frecuencia de conmutación
Factor de potencia fundamental
Factor de potencia total
Rendimiento
Tiempo de aceleración
Tiempo de deceleración
Salida
Equipo de filtrado
Inductancia de salida
Intensidad nominal de salida
A
kVA
V
V
Hz
Hz
kHz
%
s
s
S/N
S/N
A
120
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
Interruptor
magnetotérmico
Cable
6 pulsos
110%, 1 min
>97
SI
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
4
4.1
4.1.1
4.1.2
4.1.3
4.2
4.2.1
4.2.2
4.2.3
4.3
4.4
4.5
4.5.1
4.5.2
4.5.3
4.5.4
4.6
4.6.1
4.6.2
4.6.3
4.6.4
4.7
4.8
4.9
4.9.1
4.9.2
4.9.3
4.9.4
4.9.2
4.9.3
4.9.4
4.9.5
4.9.6
4.9.7
4.9.8
4.9.9
4.9.10
4.9.11
4.9.12
4.9.13
4.9.14
4.9.15
4.9.16
4.9.17
4.9.18
4.9.19
4.9.20
4.9.21
4.9.22
4.9.23
4.9.24
4.9.25
4.9.26
4.9.27
4.9.28
4.9.29
4.9.30
4.9.31
4.9.32
4.9.33
4.10
4.10.1
4.10.2
4.10.3
Otras características
Envolvente
Grado de protección
Material
Color
Dimensiones
Largo
Ancho
Alto
Peso
Refrigeración
Cable de alimentación
Intensidad nominal para cálculo
Características principales
Longitud máxima
Entrada de cables
Cable de conexión al motor
Intensidad nominal para cálculo
Características principales
Longitud máxima
Entrada de cables
Nivel de ruido máximo
Nivel de vibraciones máximas permitidas
Nivel de armónicos máximos en la alimentación
De intensidad
5º armónico
7º armónico
11º armónico
13º armónico
17º armónico
19º armónico
23º armónico
25º armónico
29º armónico
31º armónico
35º armónico
37º armónico
41º armónico
43º armónico
47º armónico
49º armónico
De tensión
5º armónico
7º armónico
11º armónico
13º armónico
17º armónico
19º armónico
23º armónico
25º armónico
29º armónico
31º armónico
35º armónico
37º armónico
41º armónico
43º armónico
47º armónico
49º armónico
THD(i)
THD(v)
Resistencias anticondensación
Número
Tensión de alimentación nominal
Potencia demandada a la tensión de alimentación nominal
121
IP
mm
mm
mm
kg
A
m
A
m
dB
mm/s
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
Ud.
V
kW
41
Parte Inferior
Parte Inferior
<85
<5
SI
230
5
5.1
5.1.1
5.1.2
5.1.3
5.2
5.2.1
5.2.2
5.2.3
5.2.4
5.2.5
5.3
5.3.1
5.3.2
5.3.3
5.3.4
5.3.5
5.3.6
5.3.7
5.3.8
5.3.9
5.4
5.4.1
5.4.2
5.4.3
5.4.4
5.4.5
5.4.6
5.4.7
5.4.8
5.4.9
5.4.10
5.4.11
5.4.12
5.5
5.5.1
5.5.2
5.5.3
5.5.4
5.5.5
5.5.6
5.5.7
5.5.8
Control, protección y monitorización
Alimentación auxiliar
Nª de alimentaciones
Tensión de alimentación nominal
Potencia demandada a la tensión de alimentación nominal
Control local
Local / Remoto
ON / OFF
Ajuste velocidad
Interruptor Abrir / Cerrar
Otros
Señalización local
Tensión de línea
Frecuencia de salida
Intensidad de salida
Variador preparado
Variador en funcionamiento
Ajuste de velocidad
Temperatura del motor. Alarma.
Temperatura del motor. Disparo.
Señalización de protecciones
Funciones de protección / señalización
Sobretemperatura
Monitorización tensión de línea
Mínima tensión de la línea
Sobreintensidad
Monitorización tensión de control
Protección del variador
Monitorización de ventilador
Fallo alimentación a motor
Cortocircuito en alimentación a motor
Falta a tierra
Motor bloqueado
Otras protecciones
Control y señalización remota
Local / Remoto
ON / OFF
Ajuste de velocidad
Indicación del potenciometro de velocidad
Indicación de velocidad
Intensidad del motor
Alarma de fallo de grupo
Otras señales
122
Ud.
V
kW
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
-
1
230
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
0
REV
FECHA
DESCRIPCIÓN
DOCUMENTO:
Item
ELABORADO
DESCRIPCION
UNDS.
REQUERIDO
Ud.
-
5
20MBJ10
20MBJ20
20MBJ30
20MBJ40
20MBJ50
*
-
*
-
*
UNE/IEC
-
Interior
V
%
Hz
Ud.
kA/s
S/N
kW
rpm
rpm
Nm
s
kW
Hz
rpm
V
%
kgm2
-
690
Construcción
1.2
Identificación del equipo
-
1.3
Fabricante
1.4
Lugar de fabricación
1.5
1.6
Modelo
Normativa de fabricación aplicable
1.7
2
2.1
Instalación
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
2.6.1
2.6.2
2.6.3
2.6.4
2.6.5
2.6.6
2.6.7
2.6.8
2.7
2.7.1
2.7.2
2.7.3
2.7.4
2.7.5
2.7.6
2.7.7
2.7.8
2.7.9
2.7.10
2.7.11
APROBADO
HOJA DE DATOS
VARIADORES DE VELOCIDAD PARA
MOTORES DE BAJA TENSIÓN DE 690V
1
1.1
2.2
REVISADO
Cantidad de equipos
Datos Generales
Tensión nominal
Margen tensión de entrada
Frecuencia
Número de fases
Intensidad cortocircuito / tiempo
Cumplimiento EN 61800-3
Equipo accionado (*)
Tipo
Potencia nominal en el eje
Velocidad nominal
Rango de velocidad
Características de carga
Par resistivo
Factor de sobrecarga
Duración de sobrecarga
Motor eléctrico (*)
Fabricante
Modelo
Potencia nominal
Frecuencia nominal
Velocidad nominal
Tensión nominal
Factor de potencia
Rendimiento
Momento de inercia
Refrigeración
Protección "EX"
123
±5
50
3
80/1
SI
A
A
A
A
A
A
A
Bomba
confirmar
confirmar
confirmar
confirmar
confirmar
confirmar
confirmar
A confirmar
A confirmar
550 (estimada)
50
A confirmar
690
A confirmar
A confirmar
A confirmar
A confirmar
Ex nA II T3
OFERTADO
3
3.1
3.2
3.2.1
3.2.2
3.2.3
3.2.4
3.2.5
3.2.6
3.2.7
3.3
3.3.1
3.3.2
3.3.3
3.4
3.4.1
3.4.2
3.5
3.5.1
3.5.2
3.6
3.6.1
3.6.2
3.6.3
3.6.4
3.6.5
3.6.6
3.6.7
3.6.8
3.6.9
3.6.10
3.6.11
3.6.12
3.6.13
3.7
3.7.1
3.7.2
3.7.3
Características del variador
Tecnología
Transformador
Tensión nominal de primario
Tensión nominal de secundario
Potencia nominal
Impedancia de cortocircuito
Refrigeración
Envolvente / Grado de protección
Conexión transformador - convertidor (cable / busbar)
Entrada
V
V
kVA
%
-
Equipamiento
-
Conexión
Intensidad nominal de entrada
Convertidor
Puente de rectificadores (Nº pulsos). Tecnología
Nº diodos
Bus intermedio de cc
Condensadores
Reactancias
Inversor. Tecnología
Potencia nominal
Tensión nominal
Tensión de funcionamiento
Frecuencia de salida
Resolución frecuencia
Capacidad de sobrecarga de corta duración
Capacidad de sobrecarga continua
Frecuencia de conmutación
Factor de potencia fundamental
Factor de potencia total
Rendimiento
Tiempo de aceleración
Tiempo de deceleración
Salida
Equipo de filtrado
Inductancia de salida
Intensidad nominal de salida
A
kVA
V
V
Hz
Hz
kHz
%
s
s
S/N
S/N
A
124
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
Interruptor
magnetotérmico
Cable
6 pulsos
110%, 1 min
>97
SI
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
4
4.1
4.1.1
4.1.2
4.1.3
4.2
4.2.1
4.2.2
4.2.3
4.3
4.4
4.5
4.5.1
4.5.2
4.5.3
4.5.4
4.6
4.6.1
4.6.2
4.6.3
4.6.4
4.7
4.8
4.9
4.9.1
4.9.2
4.9.3
4.9.4
4.9.2
4.9.3
4.9.4
4.9.5
4.9.6
4.9.7
4.9.8
4.9.9
4.9.10
4.9.11
4.9.12
4.9.13
4.9.14
4.9.15
4.9.16
4.9.17
4.9.18
4.9.19
4.9.20
4.9.21
4.9.22
4.9.23
4.9.24
4.9.25
4.9.26
4.9.27
4.9.28
4.9.29
4.9.30
4.9.31
4.9.32
4.9.33
4.10
4.10.1
4.10.2
4.10.3
Otras características
Envolvente
Grado de protección
Material
Color
Dimensiones
Largo
Ancho
Alto
Peso
Refrigeración
Cable de alimentación
Intensidad nominal para cálculo
Características principales
Longitud máxima
Entrada de cables
Cable de conexión al motor
Intensidad nominal para cálculo
Características principales
Longitud máxima
Entrada de cables
Nivel de ruido máximo
Nivel de vibraciones máximas permitidas
Nivel de armónicos máximos en la alimentación
De intensidad
5º armónico
7º armónico
11º armónico
13º armónico
17º armónico
19º armónico
23º armónico
25º armónico
29º armónico
31º armónico
35º armónico
37º armónico
41º armónico
43º armónico
47º armónico
49º armónico
De tensión
5º armónico
7º armónico
11º armónico
13º armónico
17º armónico
19º armónico
23º armónico
25º armónico
29º armónico
31º armónico
35º armónico
37º armónico
41º armónico
43º armónico
47º armónico
49º armónico
THD(i)
THD(v)
Resistencias anticondensación
Número
Tensión de alimentación nominal
Potencia demandada a la tensión de alimentación nominal
125
IP
mm
mm
mm
kg
A
m
A
m
dB
mm/s
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
Ud.
V
kW
41
Parte Inferior
Parte Inferior
<85
<5
SI
230
5
5.1
5.1.1
5.1.2
5.1.3
5.2
5.2.1
5.2.2
5.2.3
5.2.4
5.2.5
5.3
5.3.1
5.3.2
5.3.3
5.3.4
5.3.5
5.3.6
5.3.7
5.3.8
5.3.9
5.4
5.4.1
5.4.2
5.4.3
5.4.4
5.4.5
5.4.6
5.4.7
5.4.8
5.4.9
5.4.10
5.4.11
5.4.12
5.5
5.5.1
5.5.2
5.5.3
5.5.4
5.5.5
5.5.6
5.5.7
5.5.8
Control, protección y monitorización
Alimentación auxiliar
Nª de alimentaciones
Tensión de alimentación nominal
Potencia demandada a la tensión de alimentación nominal
Control local
Local / Remoto
ON / OFF
Ajuste velocidad
Interruptor Abrir / Cerrar
Otros
Señalización local
Tensión de línea
Frecuencia de salida
Intensidad de salida
Variador preparado
Variador en funcionamiento
Ajuste de velocidad
Temperatura del motor. Alarma.
Temperatura del motor. Disparo.
Señalización de protecciones
Funciones de protección / señalización
Sobretemperatura
Monitorización tensión de línea
Mínima tensión de la línea
Sobreintensidad
Monitorización tensión de control
Protección del variador
Monitorización de ventilador
Fallo alimentación a motor
Cortocircuito en alimentación a motor
Falta a tierra
Motor bloqueado
Otras protecciones
Control y señalización remota
Local / Remoto
ON / OFF
Ajuste de velocidad
Indicación del potenciometro de velocidad
Indicación de velocidad
Intensidad del motor
Alarma de fallo de grupo
Otras señales
126
Ud.
V
kW
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
-
1
230
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
0
REV
FECHA
DESCRIPCIÓN
DOCUMENTO:
Item
ELABORADO
REVISADO
HOJA DE DATOS
VARIADORES DE VELOCIDAD PARA
MOTORES DE BAJA TENSIÓN DE 690V
DESCRIPCION
UNDS.
REQUERIDO
Ud.
-
1
00MBJ10
1
Construcción
1.1
1.2
1.3
Cantidad de equipos
1.4
1.5
Lugar de fabricación
Modelo
-
1.6
Normativa de fabricación aplicable
-
UNE/IEC
1.7
2
2.1
2.2
Instalación
-
Interior
V
%
Hz
Ud.
kA/s
S/N
kW
rpm
rpm
Nm
s
kW
Hz
rpm
V
%
kgm2
-
690
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
2.6.1
2.6.2
2.6.3
2.6.4
2.6.5
2.6.6
2.6.7
2.6.8
2.7
2.7.1
2.7.2
2.7.3
2.7.4
2.7.5
2.7.6
2.7.7
2.7.8
2.7.9
2.7.10
2.7.11
APROBADO
Identificación del equipo
Fabricante
Datos Generales
Tensión nominal
Margen tensión de entrada
Frecuencia
Número de fases
Intensidad cortocircuito / tiempo
Cumplimiento EN 61800-3
Equipo accionado (*)
Tipo
Potencia nominal en el eje
Velocidad nominal
Rango de velocidad
Características de carga
Par resistivo
Factor de sobrecarga
Duración de sobrecarga
Motor eléctrico (*)
Fabricante
Modelo
Potencia nominal
Frecuencia nominal
Velocidad nominal
Tensión nominal
Factor de potencia
Rendimiento
Momento de inercia
Refrigeración
Protección "EX"
127
±5
50
3
80/1
SI
Ventilador
A confirmar
A confirmar
A confirmar
A confirmar
A confirmar
A confirmar
A confirmar
A confirmar
A confirmar
160 (estimada)
50
A confirmar
690
A confirmar
A confirmar
A confirmar
A confirmar
NO
OFERTADO
3
3.1
3.2
3.2.1
3.2.2
3.2.3
3.2.4
3.2.5
3.2.6
3.2.7
3.3
3.3.1
3.3.2
3.3.3
3.4
3.4.1
3.4.2
3.5
3.5.1
3.5.2
3.6
3.6.1
3.6.2
3.6.3
3.6.4
3.6.5
3.6.6
3.6.7
3.6.8
3.6.9
3.6.10
3.6.11
3.6.12
3.6.13
3.7
3.7.1
3.7.2
3.7.3
Características del variador
Tecnología
Transformador
Tensión nominal de primario
Tensión nominal de secundario
Potencia nominal
Impedancia de cortocircuito
Refrigeración
Envolvente / Grado de protección
Conexión transformador - convertidor (cable / busbar)
Entrada
V
V
kVA
%
-
Equipamiento
-
Conexión
Intensidad nominal de entrada
Convertidor
Puente de rectificadores (Nº pulsos). Tecnología
Nº diodos
Bus intermedio de cc
Condensadores
Reactancias
Inversor. Tecnología
Potencia nominal
Tensión nominal
Tensión de funcionamiento
Frecuencia de salida
Resolución frecuencia
Capacidad de sobrecarga de corta duración
Capacidad de sobrecarga continua
Frecuencia de conmutación
Factor de potencia fundamental
Factor de potencia total
Rendimiento
Tiempo de aceleración
Tiempo de deceleración
Salida
Equipo de filtrado
Inductancia de salida
Intensidad nominal de salida
A
kVA
V
V
Hz
Hz
kHz
%
s
s
S/N
S/N
A
128
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
Interruptor
magnetotérmico
Cable
6 pulsos
110%, 1 min
>97
SI
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
4
4.1
4.1.1
4.1.2
4.1.3
4.2
4.2.1
4.2.2
4.2.3
4.3
4.4
4.5
4.5.1
4.5.2
4.5.3
4.5.4
4.6
4.6.1
4.6.2
4.6.3
4.6.4
4.7
4.8
4.9
4.9.1
4.9.2
4.9.3
4.9.4
4.9.2
4.9.3
4.9.4
4.9.5
4.9.6
4.9.7
4.9.8
4.9.9
4.9.10
4.9.11
4.9.12
4.9.13
4.9.14
4.9.15
4.9.16
4.9.17
4.9.18
4.9.19
4.9.20
4.9.21
4.9.22
4.9.23
4.9.24
4.9.25
4.9.26
4.9.27
4.9.28
4.9.29
4.9.30
4.9.31
4.9.32
4.9.33
4.10
4.10.1
4.10.2
4.10.3
Otras características
Envolvente
Grado de protección
Material
Color
Dimensiones
Largo
Ancho
Alto
Peso
Refrigeración
Cable de alimentación
Intensidad nominal para cálculo
Características principales
Longitud máxima
Entrada de cables
Cable de conexión al motor
Intensidad nominal para cálculo
Características principales
Longitud máxima
Entrada de cables
Nivel de ruido máximo
Nivel de vibraciones máximas permitidas
Nivel de armónicos máximos en la alimentación
De intensidad
5º armónico
7º armónico
11º armónico
13º armónico
17º armónico
19º armónico
23º armónico
25º armónico
29º armónico
31º armónico
35º armónico
37º armónico
41º armónico
43º armónico
47º armónico
49º armónico
De tensión
5º armónico
7º armónico
11º armónico
13º armónico
17º armónico
19º armónico
23º armónico
25º armónico
29º armónico
31º armónico
35º armónico
37º armónico
41º armónico
43º armónico
47º armónico
49º armónico
THD(i)
THD(v)
Resistencias anticondensación
Número
Tensión de alimentación nominal
Potencia demandada a la tensión de alimentación nominal
129
IP
mm
mm
mm
kg
A
m
A
m
dB
mm/s
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
Ud.
V
kW
41
Parte Inferior
Parte Inferior
<85
<5
SI
230
5
5.1
5.1.1
5.1.2
5.1.3
5.2
5.2.1
5.2.2
5.2.3
5.2.4
5.2.5
5.3
5.3.1
5.3.2
5.3.3
5.3.4
5.3.5
5.3.6
5.3.7
5.3.8
5.3.9
5.4
5.4.1
5.4.2
5.4.3
5.4.4
5.4.5
5.4.6
5.4.7
5.4.8
5.4.9
5.4.10
5.4.11
5.4.12
5.5
5.5.1
5.5.2
5.5.3
5.5.4
5.5.5
5.5.6
5.5.7
5.5.8
Control, protección y monitorización
Alimentación auxiliar
Nª de alimentaciones
Tensión de alimentación nominal
Potencia demandada a la tensión de alimentación nominal
Control local
Local / Remoto
ON / OFF
Ajuste velocidad
Interruptor Abrir / Cerrar
Otros
Señalización local
Tensión de línea
Frecuencia de salida
Intensidad de salida
Variador preparado
Variador en funcionamiento
Ajuste de velocidad
Temperatura del motor. Alarma.
Temperatura del motor. Disparo.
Señalización de protecciones
Funciones de protección / señalización
Sobretemperatura
Monitorización tensión de línea
Mínima tensión de la línea
Sobreintensidad
Monitorización tensión de control
Protección del variador
Monitorización de ventilador
Fallo alimentación a motor
Cortocircuito en alimentación a motor
Falta a tierra
Motor bloqueado
Otras protecciones
Control y señalización remota
Local / Remoto
ON / OFF
Ajuste de velocidad
Indicación del potenciometro de velocidad
Indicación de velocidad
Intensidad del motor
Alarma de fallo de grupo
Otras señales
Ud.
V
kW
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
-
1
230
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
1.2.6.2 Variadores de velocidad 400V
La planta consta de 3 variadores para el accionamiento de las bombas de condensado
con una potencia de 110kW y un variador para el accionamiento de la bomba auxiliar
de HTF y una potencia de 315kW, para una tensión de alimentación de 400 V.
Debido a los peligros potenciales, se requerirán medidas para la protección de vidas
humanas, equipos y materiales. Básicamente, todas las partes vivas durante el
funcionamiento a tensiones superiores a 50 V deberán ser aisladas o cubiertas para
que no puedan ser tocadas accidentalmente.
Se aislarán galvánicamente la parte de control y de potencia, de tal modo que los
cables de control no puedan tener la misma tensión que la red de alimentación en
relación a tierra.
Todos los armarios o bastidores deberán tener al menos dos puntos para conexión a la
red de puesta a tierra, situados en sus extremos.
La potencia del variador estará de acuerdo con la potencia del motor al que da
servicio, siendo capaz de suministrarla dentro de todo el rango de frecuencia y
potencia en el que dicho motor pueda funcionar. El variador deberá, asimismo, estar
130
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
preparado para poder soportar las sobrecargas que pueda sufrir el motor al que
alimenta.
El variador deberá permitir el ajuste de velocidad de los motores asíncronos sin
escalones, y además, deberá ser equipado totalmente para el control y monitorización
remota desde el sistema de control distribuido.
Es importante la instalación de ventilación redundante en el caso de que esta sea
forzada, dado que se trata de una exigencia de la Propiedad.
Tabla 3.9 Hoja de datos variadores 400V
0
REV
FECHA
DESCRIPCIÓN
DOCUMENTO:
ELABORADO
REVISADO
HOJA DE DATOS
VARIADORES DE VELOCIDAD PARA
MOTORES DE BAJA TENSIÓN DE 400V
Item
DESCRIPCION
UNDS.
REQUERIDO
Ud.
3
31MBJ40
31MBJ50
31MBJ60
1
Construcción
1.1
Cantidad de equipos
1.2
Identificación del equipo
-
1.3
1.4
Fabricante
Lugar de fabricación
-
1.5
1.6
Modelo
Normativa de fabricación aplicable
-
UNE/IEC
1.7
2
2.1
Instalación
-
Interior
V
%
Hz
Ud.
kA/s
S/N
kW
rpm
rpm
Nm
s
-
400
2.2
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
2.6.1
2.6.2
2.6.3
2.6.4
2.6.5
2.6.6
2.6.7
2.6.8
2.7
2.7.1
Datos Generales
Tensión nominal
Margen tensión de entrada
Frecuencia
Número de fases
Intensidad cortocircuito / tiempo
Cumplimiento EN 61800-3
Equipo accionado (*)
Tipo
Potencia nominal en el eje
Velocidad nominal
Rango de velocidad
Características de carga
Par resistivo
Factor de sobrecarga
Duración de sobrecarga
Motor eléctrico (*)
Fabricante
2.7.2
Modelo
2.7.3
2.7.4
2.7.5
2.7.6
2.7.7
2.7.8
Potencia nominal
Frecuencia nominal
Velocidad nominal
Tensión nominal
Factor de potencia
Rendimiento
Momento de inercia
Refrigeración
Protección "EX"
2.7.9
2.7.10
2.7.11
APROBADO
kW
Hz
rpm
V
%
kgm2
-
131
±5
50
3
50/1
SI
Bomba
71,5
1312
745-1334
VEM
K21R 315 S4
TWS IL HW
110
50
1485
400
0,86
95,1
1,96
NO
OFERTADO
3
3.1
3.2
3.2.1
3.2.2
3.2.3
3.2.4
3.2.5
3.2.6
3.2.7
3.3
3.3.1
3.3.2
3.3.3
3.4
3.4.1
3.4.2
3.5
3.5.1
3.5.2
3.6
3.6.1
3.6.2
3.6.3
3.6.4
3.6.5
3.6.6
3.6.7
3.6.8
3.6.9
3.6.10
3.6.11
3.6.12
3.6.13
3.7
3.7.1
3.7.2
3.7.3
Características del variador
Tecnología
Transformador
Tensión nominal de primario
Tensión nominal de secundario
Potencia nominal
Impedancia de cortocircuito
Refrigeración
Envolvente / Grado de protección
Conexión transformador - convertidor (cable / busbar)
Entrada
V
V
kVA
%
-
Equipamiento
-
Conexión
Intensidad nominal de entrada
Convertidor
Puente de rectificadores (Nº pulsos). Tecnología
Nº diodos
Bus intermedio de cc
Condensadores
Reactancias
Inversor. Tecnología
Potencia nominal
Tensión nominal
Tensión de funcionamiento
Frecuencia de salida
Resolución frecuencia
Capacidad de sobrecarga de corta duración
Capacidad de sobrecarga continua
Frecuencia de conmutación
Factor de potencia fundamental
Factor de potencia total
Rendimiento
Tiempo de aceleración
Tiempo de deceleración
Salida
Equipo de filtrado
Inductancia de salida
Intensidad nominal de salida
A
kVA
V
V
Hz
Hz
kHz
%
s
s
S/N
S/N
A
132
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
Interruptor
magnetotérmico
Cable
6 pulsos
110%, 1 min
>97
SI
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
4
4.1
4.1.1
4.1.2
4.1.3
4.2
4.2.1
4.2.2
4.2.3
4.3
4.4
4.5
4.5.1
4.5.2
4.5.3
4.5.4
4.6
4.6.1
4.6.2
4.6.3
4.6.4
4.7
4.8
4.9
4.9.1
4.9.2
4.9.3
4.9.4
4.9.2
4.9.3
4.9.4
4.9.5
4.9.6
4.9.7
4.9.8
4.9.9
4.9.10
4.9.11
4.9.12
4.9.13
4.9.14
4.9.15
4.9.16
4.9.17
4.9.18
4.9.19
4.9.20
4.9.21
4.9.22
4.9.23
4.9.24
4.9.25
4.9.26
4.9.27
4.9.28
4.9.29
4.9.30
4.9.31
4.9.32
4.9.33
4.10
4.10.1
4.10.2
4.10.3
Otras características
Envolvente
Grado de protección
Material
Color
Dimensiones
Largo
Ancho
Alto
Peso
Refrigeración
Cable de alimentación
Intensidad nominal para cálculo
Características principales
Longitud máxima
Entrada de cables
Cable de conexión al motor
Intensidad nominal para cálculo
Características principales
Longitud máxima
Entrada de cables
Nivel de ruido máximo
Nivel de vibraciones máximas permitidas
Nivel de armónicos máximos en la alimentación
De intensidad
5º armónico
7º armónico
11º armónico
13º armónico
17º armónico
19º armónico
23º armónico
25º armónico
29º armónico
31º armónico
35º armónico
37º armónico
41º armónico
43º armónico
47º armónico
49º armónico
De tensión
5º armónico
7º armónico
11º armónico
13º armónico
17º armónico
19º armónico
23º armónico
25º armónico
29º armónico
31º armónico
35º armónico
37º armónico
41º armónico
43º armónico
47º armónico
49º armónico
THD(i)
THD(v)
Resistencias anticondensación
Número
Tensión de alimentación nominal
Potencia demandada a la tensión de alimentación nominal
133
IP
mm
mm
mm
kg
A
m
A
m
dB
mm/s
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
Ud.
V
kW
41
Parte Inferior
Parte Inferior
<85
<5
SI
230
5
5.1
5.1.1
5.1.2
5.1.3
5.2
5.2.1
5.2.2
5.2.3
5.2.4
5.2.5
5.3
5.3.1
5.3.2
5.3.3
5.3.4
5.3.5
5.3.6
5.3.7
5.3.8
5.3.9
5.4
5.4.1
5.4.2
5.4.3
5.4.4
5.4.5
5.4.6
5.4.7
5.4.8
5.4.9
5.4.10
5.4.11
5.4.12
5.5
5.5.1
5.5.2
5.5.3
5.5.4
5.5.5
5.5.6
5.5.7
5.5.8
Control, protección y monitorización
Alimentación auxiliar
Nª de alimentaciones
Tensión de alimentación nominal
Potencia demandada a la tensión de alimentación nominal
Control local
Local / Remoto
ON / OFF
Ajuste velocidad
Interruptor Abrir / Cerrar
Otros
Señalización local
Tensión de línea
Frecuencia de salida
Intensidad de salida
Variador preparado
Variador en funcionamiento
Ajuste de velocidad
Temperatura del motor. Alarma.
Temperatura del motor. Disparo.
Señalización de protecciones
Funciones de protección / señalización
Sobretemperatura
Monitorización tensión de línea
Mínima tensión de la línea
Sobreintensidad
Monitorización tensión de control
Protección del variador
Monitorización de ventilador
Fallo alimentación a motor
Cortocircuito en alimentación a motor
Falta a tierra
Motor bloqueado
Otras protecciones
Control y señalización remota
Local / Remoto
ON / OFF
Ajuste de velocidad
Indicación del potenciometro de velocidad
Indicación de velocidad
Intensidad del motor
Alarma de fallo de grupo
Otras señales
134
Ud.
V
kW
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
-
1
230
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
0
REV
FECHA
DESCRIPCIÓN
DOCUMENTO:
Item
ELABORADO
REVISADO
HOJA DE DATOS
VARIADORES DE VELOCIDAD PARA
MOTORES DE BAJA TENSIÓN DE 400V
DESCRIPCION
UNDS.
REQUERIDO
Ud.
-
1
20MBJ60
*
Lugar de fabricación
Modelo
-
*
*
1.6
Normativa de fabricación aplicable
-
UNE/IEC
1.7
2
2.1
2.2
Instalación
-
Interior
V
%
Hz
Ud.
kA/s
S/N
kW
rpm
rpm
Nm
s
kW
Hz
rpm
V
%
kgm2
-
400
1
Construcción
1.1
1.2
1.3
Cantidad de equipos
1.4
1.5
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
2.6.1
2.6.2
2.6.3
2.6.4
2.6.5
2.6.6
2.6.7
2.6.8
2.7
2.7.1
2.7.2
2.7.3
2.7.4
2.7.5
2.7.6
2.7.7
2.7.8
2.7.9
2.7.10
2.7.11
APROBADO
Identificación del equipo
Fabricante
Datos Generales
Tensión nominal
Margen tensión de entrada
Frecuencia
Número de fases
Intensidad cortocircuito / tiempo
Cumplimiento EN 61800-3
Equipo accionado (*)
Tipo
Potencia nominal en el eje
Velocidad nominal
Rango de velocidad
Características de carga
Par resistivo
Factor de sobrecarga
Duración de sobrecarga
Motor eléctrico (*)
Fabricante
Modelo
Potencia nominal
Frecuencia nominal
Velocidad nominal
Tensión nominal
Factor de potencia
Rendimiento
Momento de inercia
Refrigeración
Protección "EX"
135
±5
50
3
50/1
SI
A
A
A
A
A
A
A
Bomba
confirmar
confirmar
confirmar
confirmar
confirmar
confirmar
confirmar
A confirmar
A confirmar
285 (estimado)
50
A confirmar
400
A confirmar
A confirmar
A confirmar
A confirmar
Ex nA II T3
OFERTADO
3
3.1
3.2
3.2.1
3.2.2
3.2.3
3.2.4
3.2.5
3.2.6
3.2.7
3.3
3.3.1
3.3.2
3.3.3
3.4
3.4.1
3.4.2
3.5
3.5.1
3.5.2
3.6
3.6.1
3.6.2
3.6.3
3.6.4
3.6.5
3.6.6
3.6.7
3.6.8
3.6.9
3.6.10
3.6.11
3.6.12
3.6.13
3.7
3.7.1
3.7.2
3.7.3
Características del variador
Tecnología
Transformador
Tensión nominal de primario
Tensión nominal de secundario
Potencia nominal
Impedancia de cortocircuito
Refrigeración
Envolvente / Grado de protección
Conexión transformador - convertidor (cable / busbar)
Entrada
V
V
kVA
%
-
Equipamiento
-
Conexión
Intensidad nominal de entrada
Convertidor
Puente de rectificadores (Nº pulsos). Tecnología
Nº diodos
Bus intermedio de cc
Condensadores
Reactancias
Inversor. Tecnología
Potencia nominal
Tensión nominal
Tensión de funcionamiento
Frecuencia de salida
Resolución frecuencia
Capacidad de sobrecarga de corta duración
Capacidad de sobrecarga continua
Frecuencia de conmutación
Factor de potencia fundamental
Factor de potencia total
Rendimiento
Tiempo de aceleración
Tiempo de deceleración
Salida
Equipo de filtrado
Inductancia de salida
Intensidad nominal de salida
A
kVA
V
V
Hz
Hz
kHz
%
s
s
S/N
S/N
A
136
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
Interruptor
magnetotérmico
Cable
6 pulsos
110%, 1 min
>97
SI
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
4
4.1
4.1.1
4.1.2
4.1.3
4.2
4.2.1
4.2.2
4.2.3
4.3
4.4
4.5
4.5.1
4.5.2
4.5.3
4.5.4
4.6
4.6.1
4.6.2
4.6.3
4.6.4
4.7
4.8
4.9
4.9.1
4.9.2
4.9.3
4.9.4
4.9.2
4.9.3
4.9.4
4.9.5
4.9.6
4.9.7
4.9.8
4.9.9
4.9.10
4.9.11
4.9.12
4.9.13
4.9.14
4.9.15
4.9.16
4.9.17
4.9.18
4.9.19
4.9.20
4.9.21
4.9.22
4.9.23
4.9.24
4.9.25
4.9.26
4.9.27
4.9.28
4.9.29
4.9.30
4.9.31
4.9.32
4.9.33
4.10
4.10.1
4.10.2
4.10.3
Otras características
Envolvente
Grado de protección
Material
Color
Dimensiones
Largo
Ancho
Alto
Peso
Refrigeración
Cable de alimentación
Intensidad nominal para cálculo
Características principales
Longitud máxima
Entrada de cables
Cable de conexión al motor
Intensidad nominal para cálculo
Características principales
Longitud máxima
Entrada de cables
Nivel de ruido máximo
Nivel de vibraciones máximas permitidas
Nivel de armónicos máximos en la alimentación
De intensidad
5º armónico
7º armónico
11º armónico
13º armónico
17º armónico
19º armónico
23º armónico
25º armónico
29º armónico
31º armónico
35º armónico
37º armónico
41º armónico
43º armónico
47º armónico
49º armónico
De tensión
5º armónico
7º armónico
11º armónico
13º armónico
17º armónico
19º armónico
23º armónico
25º armónico
29º armónico
31º armónico
35º armónico
37º armónico
41º armónico
43º armónico
47º armónico
49º armónico
THD(i)
THD(v)
Resistencias anticondensación
Número
Tensión de alimentación nominal
Potencia demandada a la tensión de alimentación nominal
137
IP
mm
mm
mm
kg
A
m
A
m
dB
mm/s
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
Ud.
V
kW
41
Parte Inferior
Parte Inferior
<85
<5
SI
230
5
5.1
5.1.1
5.1.2
5.1.3
5.2
5.2.1
5.2.2
5.2.3
5.2.4
5.2.5
5.3
5.3.1
5.3.2
5.3.3
5.3.4
5.3.5
5.3.6
5.3.7
5.3.8
5.3.9
5.4
5.4.1
5.4.2
5.4.3
5.4.4
5.4.5
5.4.6
5.4.7
5.4.8
5.4.9
5.4.10
5.4.11
5.4.12
5.5
5.5.1
5.5.2
5.5.3
5.5.4
5.5.5
5.5.6
5.5.7
5.5.8
Control, protección y monitorización
Alimentación auxiliar
Nª de alimentaciones
Tensión de alimentación nominal
Potencia demandada a la tensión de alimentación nominal
Control local
Local / Remoto
ON / OFF
Ajuste velocidad
Interruptor Abrir / Cerrar
Otros
Señalización local
Tensión de línea
Frecuencia de salida
Intensidad de salida
Arrancador preparado
Arrancador en funcionamiento
Ajuste de velocidad
Temperatura del motor. Alarma.
Temperatura del motor. Disparo.
Señalización de protecciones
Funciones de protección / señalización
Sobretemperatura
Monitorización tensión de línea
Mínima tensión de la línea
Sobreintensidad
Monitorización tensión de control
Protección del arrancador
Monitorización de arrancador
Fallo alimentación a motor
Cortocircuito en alimentación a motor
Falta a tierra
Motor bloqueado
Otras protecciones
Control y señalización remota
Local / Remoto
ON / OFF
Ajuste de velocidad
Indicación del potenciometro de velocidad
Indicación de velocidad
Intensidad del motor
Alarma de fallo de grupo
Otras señales
Ud.
V
kW
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
S/N
-
1
230
N/A
SI
N/A
SI
N/A
SI
SI
SI
N/A
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
N/A
N/A
N/A
SI
N/A
1.2.7 Transformador auxiliar
El transformador se diseñará, fabricará y ensayará de acuerdo a la norma IEC 60076. El
transformador auxiliar será de núcleo trifásico de dos (2) devanados, con aislamiento y
refrigeración en baño de aceite. La parte activa de los devanados será de cobre.
El transformador y sus componentes serán diseñados para servicio continuo, en
instalación intemperie (exterior), teniendo en cuenta las condiciones (humedad,
temperatura, salinidad, etc.) del emplazamiento. Para su diseño, se tendrá en cuenta
que los transformadores estarán expuestos al sol.
El transformador se dimensionará para una temperatura de servicio de 40ºC en
régimen ONAN. El transformador se dimensionará considerando un tiempo de vida de
25 años sin disminución de la potencia nominal.
El transformador irá montado sobre vías de perfil normalizado. Será capaz de trabajar
con una sobreexcitación en el núcleo, de forma permanente, del 110%, sin sufrir
ningún daño.
El transformador deberá ser capaz de soportar, sin sufrir daños, los efectos térmicos y
dinámicos provocados por las corrientes de cortocircuito.
138
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Las protecciones internas del transformador no deberán actuar en caso de un
cortocircuito externo pasante, durante 2 segundos.
La conexión de los devanados del transformador será triangulo-estrella (grupo de
conexión Dyn11). El devanado de AT será conectado en triangulo y el de BT en estrella.
El punto neutro de la estrella será accesible, para conectar mediante cable a tierra a
través de una resistencia limitadora de la intensidad a 5A.
Las conexiones del transformador con el exterior se realizarán:
Por el lado de AT: mediante cables de cobre aislados y terminales de presión.
Por el lado de BT: mediante barras de fase no segregadas.
Todos los armarios y cajas de bornas de los transformadores dispondrán en su interior
de iluminación y resistencia de caldeo, con el fin de evitar condensaciones y
malfuncionamientos de los equipos electrónicos de su interior. Estos armarios al estar
en intemperie dispondrán de un grado de protección IP55 mínimo.
El transformador tendrá una potencia asignada de servicio continuo de 5/8 MVA,
correspondiente al régimen de refrigeración ONAN/ONAF respectivamente
Las potencias anteriores se han de tener para un incremento máximo de la
temperatura de los devanados de 65ºC (medida por resistencia), sobre la temperatura
ambiente. Así mismo, el incremento de la temperatura del aceite (medido por
termómetro) no sobrepasará 60ºC, sobre la temperatura ambiente (los valores
máximos permitidos a plena carga sobre la temperatura ambiente máxima son los
definidos por la UNE-EN-60076-2).
El transformador tendrá la suficiente capacidad para proporcionar la potencia
requerida por los servicios auxiliares entre las temperaturas mínima y máxima. El
transformador será capaz de dar toda su potencia asignada en todas las posiciones del
regulador de tensión en carga sin exceder los calentamientos máximos asignados.
La tensión nominal en vacío de AT será de 11kV y la de BT de 0,725kV. La frecuencia
será de 50 Hz (dichos datos se indican en la hoja de datos).
El porcentaje de la impedancia de cortocircuito, basado en la potencia desarrollada en
las condiciones de refrigeración ONAF, será de un 13%. La relación X/R del
transformador será optimizada por el suministrador, de forma que la variación de
tensión en el embarrado de servicios auxiliares de 0,725kV no supere en ningún caso el
+/- 5% en el punto de funcionamiento.
El transformador puede ser sometido a sobretensiones de larga duración a 50 Hz, así
como a sobretensiones de corta duración a frecuencias elevadas. El transformador
será diseñado y garantizará un “sobreflujo” del 110% de forma continua, expresado
139
como porcentaje de la relación voltios/hertzios, en cualquier toma mientras soporta la
intensidad nominal sin superar los límites de calentamiento especificados.
La curva de excitación del transformador, mostrando la relación voltios/hertzios frente
al tiempo será proporcionada por el Suministrador.
La capacidad de sobreexcitación especificada será ratificada mediante el ensayo de
calentamiento o de cualquier otro modo.
El núcleo magnético será de tres columnas y estará formado por paquetes de chapa
magnética laminada en frío de grano orientado y pérdidas extra-reducidas. La unión
entre yunque y columna será tipo solapado. El montaje y sujeción de las chapas se
hará de forma que se reduzca al máximo el zumbido del transformador. El núcleo
dispondrá de toma de tierra independiente accesible al exterior.
Los arrollamientos primario y secundario serán de cobre electrolítico de alta
conductividad aislados con cinta de celulosa pura, serán totalmente independientes y
sus terminales estarán marcados indeleblemente de acuerdo con las normas
aplicables, siendo fácilmente accesibles.
El prensado y fijación de los devanados será tal que puedan resistir la tensión dinámica
provocada por el cortocircuito definido, con el cambiador de tomas en la peor posición
posible.
El grupo de conexión del transformador será Dyn11, por tanto el devanado de AT
estará conectado en triángulo, mientras el devanado de BT estará conectado en
estrella con el neutro accesible para conectar mediante cable aislado a tierra a través
una resistencia de puesta a tierra que limite la corriente de defecto a 5 A.
El nivel de descargas parciales será inferior a 500 pC para el 150% de la tensión
nominal, no debiendo aparecer para tensiones menores del 130%.
Se eligió el transformador con menores pérdidas. El nivel de pérdidas garantizadas es
bueno así como de pérdidas en el cobre y pérdidas en el hierro.
Tabla 3.10 Pérdidas del transformador
140
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Tabla 3.11. Hoja de datos transformador auxiliar
00B
REV
CLIENTE:
FECHA
DESCRIPCIÓN
ELABORADO
REVISADO
APROBADO
PROYECTO:
DOCUMENTO:
HOJA DE DATOS TRANSFORMADOR AUXILIAR
Transformador auxiliar 11/0,725kV
DESCRIPCION
Item
UNDS.
REQUERIDO
1
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
1.7
1.8
1.9
Construcción
Fabricante
Lugar de fabricación
Número de fabricación
Cantidad de equipos
Normativa de fabricación aplicable
Tipo de transformador
Servicio
Temperatura de servicio
Índice de conexión
-
*
*
*
1
UNE-EN 60076
Trifásico
Exterior
40ºC ONAN
1.10
1.11
Tipo de aislamiento
Tipo de núcleo magnético
-
1.12
1.13
1.14
1.15
1.16
1.17
1.18
2
Tipo de tanque
Número de devanados
Material de los devanados
Sistema de refrigeración
Aislamiento: Total / Reducido
Vida del transformador en condiciones IEC
Años
Aceite
3 columnas
Acero resistente al
vacío
2
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
2.7
Valores nominales
Potencia
Tensión primario (Vacío)
Tensión secundario (Vacío)
Nivel de aislamiento
Margen entre tomas del cambiador
Frecuencia nominal
Margen de operación de frecuencia
MVA
kV
kV
kV
%
Hz
%
2.8
2.9
Impedancia de cortocircuito a tensión nominal
Relación X/R del Transformador
Tipo de Refirgeración Forzada
%
-
141
Dyn11
Cobre
ONAN / ONAF
Ventiladores
Total
25
5/8
11
0,725
17,5 / 1,1
± 6x2,5
50
±5
13, en condiciones
de refrigeración
ONAF
*
OFERTADO
3
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
3.5.1
3.5.2
3.5.3
3.5.4
3.5.5
3.5.6
3.5.7
3.5.8
3.5.9
3.5.10
3.5.11
3.5.12
3.5.13
3.6
3.6.1
3.6.2
3.7
3.7.1
3.7.2
3.8
3.8.1
3.8.2
3.9
3.9.1
3.9.2
3.10
3.10.1
3.10.2
3.10.3
3.10.4
3.10.5
3.10.6
3.10.7
3.11
3.11.1
3.11.2
3.11.3
3.12
3.13
3.14
3.15
3.16
3.17
Datos requeridos de los devanados del transformador
Intensidad nominal primaria ONAF
Intensidad nominal secundaria ONAF
Intensidad de vacío primaria
Intensidad de vacío secundaria
Impedancia de cortocircuito 75 ºC: ONAF
En toma +15%
En toma +12,5%
En toma +10%
En toma +7,5%
En toma +5%
En toma +2,5%
En toma central
En toma -2,5%
En toma -5%
En toma -7,5%
En toma -10%
En toma -12,5%
En toma -15%
A
A
A
A
419,89
6370,76
*
*
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
%
%
*
*
Ω
Ω
*
*
Ω
Ω
*
*
Ω
Ω
*
*
nF
nF
nF
nF
nF
nF
nF
*
*
*
*
*
*
*
%
%
%
A
A
seg
kA
seg
*
*
*
*
*
*
>50
*
mm2
mm2
Tn
Tn
*
Componentes impedancia de cortocircuito ONAF
Componente resistiva Ur (toma central)
Componente reactiva Ux (toma central)
Valores de resistencia (cc a 90ºC)
Devanado AT (toma central)
Devanado BT (toma central)
Componentes secuencia cero AT
Resistiva (toma central)
Devanado BT (toma central)
Componentes secuencia cero BT
Resistiva (toma central)
Devanado BT (toma central)
Valores de capacitancia por fase
Devanado de AT a tierra
Entre devanado AT y devanado BT
Devanado BT a tierra
Devanado AT
Devanado BT
De pasatapas AT a tierra
De pasatapas BT a tierra
Corriente de excitación (corriente de vacío)
A tensión nominal
A 105% de la tensión nominal
A 110% de la tensión nominal
Maxima intensidad de arranque AT
Maxima intensidad de arranque BT
Duración de la corriente de arranque
Intensidad de cortocircuito trifásica máxima soportada en BT
Duración de la corriente de cortocircuito
Área de sección transversal de los devanados
3.17.1
Devanado AT
3.17.2
3.18
3.19
3.20
Devanado BT
Peso total de cobre
Tipo de aislamiento
Peso total del aislamiento
142
*
*
*
*
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
4
4.1
4.2
4.3
4.4
4.5
4.6
4.7
4.8
4.9
4.9.1
4.9.2
4.9.3
4.10
Datos requeridos de la chapa magnética
Tipo
Peso
Corriente de magnetización (toma central)
Distorsión armónica total
Curva de pérdidas inducción de la chapa
Curva del campo magnético inducido por chapa magnética
Pérdidas de chapa magnética a 1.7T
Tipo de aislamiento de la chapa magnética
Máxima sobreexcitación admisible en núcleo
Área de sección transversal
Columna devanada
4.16
Columna no devanada
5
5.1
5.1.1
5.1.2
5.1.3
5.1.4
5.1.5
5.1.6
5.2
5.2.1
5.2.2
5.2.3
5.2.4
5.2.5
5.2.6
5.3
5.3.1
5.3.2
5.3.3
5.3.4
5.4
5.5
5.5.1
m2
m2
m2
Yugo
*
*
*
3
*
*
*
*
140
125
110
*
*
No aplica
*
Datos de operación
Caída de tensión
Con 5/4 de carga y cos φ=1
Con 4/4 de carga y cos φ=1
Con 3/4 de carga y cos φ=1
Con 5/4 de carga y cos φ=0,8
Con 4/4 de carga y cos φ=0,8
Con 3/4 de carga y cos φ=0,8
%
%
%
%
%
%
*
%
%
%
%
%
%
*
kW
kW
kW
kW
kW
kW
%
*
*
*
*
*
*
*
seg
seg
%
*
*
*
*
*
*
Rendimiento
Con 5/4 de carga y cos φ=1
Con 4/4 de carga y cos φ=1
Con 3/4 de carga y cos φ=1
Con 5/4 de carga y cos φ=0,8
Con 4/4 de carga y cos φ=0,8
Con 3/4 de carga y cos φ=0,8
*
*
*
*
*
Pérdidas garantizadas
Máximas en Fe a tensión nominal Un
Máximas en Cu en plena carga a 75ºC ONAN
Máximas en Cu en plena carga a 75ºC ONAF
Máximas por ventilación
Máximas totales a plena carga y 75ºC ONAN
Máximas totales a plena carga y 75ºC ONAF
Máxima sobrecarga permanente admisible a 20ºC
Máximo tiempo permisible
con 10% de sobrecarga
5.5.2
5.6
con 20% de sobrecarga
Máxima sobretensión permisible durante 5 segundos
6
6.1
6.1.1
Niveles de aislamiento
Alta tensión
6.1.2
6.2
6.2.1
6.2.2
6.3
6.3.1
6.3.2
%
%
%
Durante 5 segundos
Durante 1 minuto
Continuamente
4.15
4.17
kg
A
%
W/kg
-
Tensión soportada a frecuencia industrial (1 min, rms)
Tensión soportada a impulso tipo rayo (cresta)
*
140
kV
kV
50
kV
kV
3
3
kV
kV
3
3
95
Baja tensión
Tensión soportada a frecuencia industrial (1 min, rms)
Tensión soportada a impulso tipo rayo (cresta)
Neutro
Tensión soportada a frecuencia industrial (1 min, rms)
Tensión soportada a impulso tipo rayo (cresta)
143
7
7.1
7.1.1
7.1.2
7.1.3
7.1.4
7.1.5
7.1.6
7.1.7
7.1.8
7.1.9
7.2
7.2.1
7.2.2
7.2.3
7.2.4
7.2.5
7.2.6
7.2.7
7.2.8
7.2.9
7.3
7.3.1
7.3.2
7.3.3
7.4
7.4.1
Pérdidas
Pérdidas en el cobre a 75 ºC ONAN
Pérdidas en cortocircuito a 4/4 de carga (toma central)
Pérdidas en cortocircuito a 3/4 de carga (toma central)
Pérdidas en cortocircuito a 1/2 de carga (toma central)
Pérdidas en cortocircuito a 4/4 de carga (toma -15%)
Pérdidas en cortocircuito a 3/4 de carga (toma -15%)
Pérdidas en cortocircuito a 1/2 de carga (toma -15%)
Pérdidas en cortocircuito a 4/4 de carga (toma +15%)
Pérdidas en cortocircuito a 3/4 de carga (toma +15%)
Pérdidas en cortocircuito a 1/2 de carga (toma +15%)
Pérdidas en el cobre a 75 ºC ONAF
Pérdidas en cortocircuito a 4/4 de carga (toma central)
Pérdidas en cortocircuito a 3/4 de carga (toma central)
Pérdidas en cortocircuito a 1/2 de carga (toma central)
Pérdidas en cortocircuito a 4/4 de carga (toma -15%)
Pérdidas en cortocircuito a 3/4 de carga (toma -15%)
Pérdidas en cortocircuito a 1/2 de carga (toma -15%)
Pérdidas en cortocircuito a 4/4 de carga (toma +15%)
Pérdidas en cortocircuito a 3/4 de carga (toma +15%)
Pérdidas en cortocircuito a 1/2 de carga (toma +15%)
En vacío a la tensión nominal
En vacío al 105% de la tensión nominal
En vacío al 115% de la tensión nominal
7.4.4
Máximas totales a plena carga y 75ºC ONAN
Máximas totales a plena carga y 75ºC ONAF
9
9.1
9.2
9.2.1
9.2.2
9.2.3
9.2.4
9.2.5
9.2.6
9.2.7
9.2.8
kW
kW
kW
kW
kW
kW
kW
kW
kW
*
*
*
*
*
*
*
*
*
kW
kW
kW
*
kW
kW
kW
kW
kW
kW
*
*
*
*
*
*
K
K
K
K
65
60
78
*
dB(A)
<75
dB(A)
dB(A)
dB(A)
dB(A)
dB(A)
dB(A)
dB(A)
dB(A)
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
Pérdidas garantizadas
7.4.2
7.4.3
8.1
8.1.1
8.1.2
8.2
8.3
*
Pérdidas en el hierro
Máximas
Máximas
Máximas
Máximas
8
kW
kW
kW
kW
kW
kW
kW
kW
kW
en Fe a tensión nominal Un
en Cu en plena carga a 75ºC ONAN
en Cu en plena carga a 75ºC ONAF
por ventilación
Refrigeración
Aumento de la temperatura (sobre la ambiente)
Devanado
Capa superior del aceite
Aumento de Tª del punto más caliente (hot-spot) por encima ambiente
Curva de potencia del transformador respecto a la temperatura exterior
Nivel de ruido
Nivel de ruido garantizado según UNE-EN 60551 a 1,8 m
Espectro de potencia sonora (tolerancia ±2)
63 Hz
125 Hz
250 Hz
500 Hz
1000 Hz
2000 Hz
4000 Hz
8000 Hz
144
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
10
10.1
10.1.1
10.1.2
10.1.3
10.1.4
10.1.5
10.1.6
10.1.7
10.1.8
10.2
10.2.1
10.2.2
10.2.3
10.2.4
10.2.5
10.2.6
10.2.7
10.2.8
10.3
10.3.1
10.3.2
10.3.3
10.3.4
10.3.5
10.3.6
10.3.7
10.3.8
11
11.1
11.2
11.3
11.4
11.5
11.6
12
12.1
12.1.1
12.1.2
12.1.3
12.2
12.2.1
12.2.2
12.2.3
12.2.4
12.3
12.3.1
12.3.2
12.3.3
12.3.4
12.3.5
12.4
12.5
Características bornes pasatapas
Bornas AT
Tipo
Fabricante
Tipo de conexión
Tipo de aislamiento
Dimensiones de bornes
Tensión nominal
Corriente nominal
Línea de fuga
Tipo
Fabricante
Tipo de conexión
Tipo de aislamiento
Dimensiones de bornes
Tensión nominal
Corriente nominal
Línea de fuga
mm
kV
A
mm/kV
*
*
*
*
*
0,69
*
31,5
mm
kV
A
mm/kV
*
*
*
*
*
0,69
*
31,5
A
*
*
En carga
13 (±6)
2,5
*
mm
mm
mm
*
*
*
mm
mm
mm
mm
*
*
*
*
kg
kg
kg
kg
kg
mm
mm
*
*
*
*
*
*
*
-
Si
Si
Si
-
Si
-
Si
Si
Si
Si
Si
Si
Bornas neutro
Tipo
Fabricante
Tipo de conexión
Tipo de aislamiento
Dimensiones de bornes
Tensión nominal
Corriente nominal
Línea de fuga
Cambiador de tomas
Fabricante
Nº de serie
Tipo de cambiador
Número de tomas
Margen de regulación
Intensidad nominal máxima permanente
Información complementaria
Dimensiones
Altura
Anchura
Longitud
Espesor
Paredes
Tapa
Fondo
Conservador
Peso
Total con aceite
Núcleo y devanados
Total aceite
Tanque y accesorios
Peso para transporte
13
13.1
13.2
13.3
Dos termometros de esfera con contactos de alarma para transformador y
regulador
Indicadores de nivel con contactos de alarma para el transformador
Indicadores de nivel con contactos de alarma para el regulador en carga
13.5
13.6
13.7
13.8
13.9
13.10
*
*
*
*
*
11
*
31,5
Bornas BT
Distancia entre eje de ruedas
Altura libre para elevación del núcleo
Elementos de proteccion
13.4
mm
kV
A
mm/kV
Reles de imagen termica en fases BT con contactos de alarma, disparo y
señal analogica 4…20mA
Dos termometros de temperatura de aceite con contactos de alarma y
disparo
Rele de proteccion Buchholz
Rele de proteccion Buchholz para el regulador en carga
Valvula de sobrepresion con señalizacion
Señalizacion disparo alimentacion cuadro protecciones
Señalizacion disparo cuadro regulador en carga
1.2.8 Transformadores de servicio
Dos transformadores sumergidos en aceite mineral en primario y secundario, conexión
Dyn11, para instalación exterior, servicio continuo, con refrigeración ONAN y sus
correspondientes accesorios:
145
Serán diseñados, construidos y ensayados con arreglo a la última edición de las normas
UNE (en particular UNE 21.428 y UNE 60.076) e IEC aplicables, tanto a su conjunto
como a sus componentes.
La relación de transformación será 690±2x2,5%/420V, con selección de tomas en vacío
en el primario mediante un conmutador operable a mano (de fácil acceso) sin carga ni
tensión.
Los transformadores se utilizarán para la alimentación de los servicios auxiliares de
baja tensión y servicios de no generación (400V). Se conectarán tanto en el primario
como en el secundario mediante barras de fase no segregadas. Los transformadores
dispondrán de bridas para las barras de fase indicadas.
El transformador deberá soportar sin daño, en servicio continuo las condiciones de
saturación derivadas de la aplicación de una tensión y frecuencia cuya relación V/f sea
un 5% superior a la relación entre la tensión y frecuencia asignada.
En núcleo será construido con un estándar de elevada calidad, de láminas de chapa
magnética laminada en frío de grano orientado y alta permeabilidad, recubiertas por
ambas caras por un aislante inorgánico que evite la oxidación.
Los yugos de sujeción y apriete estarán formados por perfiles robustos de acero,
ampliamente dimensionados, y estarán diseñados con refuerzos y sujeciones
apropiadas para resistir las corrientes de cortocircuito.
Los arrollamientos primario y secundario deberán ser de cobre electrolítico
(opcionalmente podrán ser de aluminio) de elevada conductividad.
Los materiales utilizados en su construcción serán inalterables a la humedad, ambiente
salino o contaminación ambiental, y presentarán características de elevada resistencia
a la inflamabilidad y propagación de la llama, por lo que deberán ser auto extinguible,
y los gases producidos no serán tóxicos ni inflamables.
La potencia nominal de 2.000kVA en condiciones ONAN será la capacidad para servicio
continuo para los transformadores.
Los transformadores en cualquiera de las tomas serán capaces de soportar sin sufrir
daños los efectos térmicos y mecánicos provocados por las intensidades de
cortocircuito, en las condiciones establecidas en la norma UNE 60.076 para el nivel de
cortocircuito indicado en esta especificación.
El diseño de los transformadores será el adecuado para que en caso de cortocircuito
externo no actúen las protecciones propias del transformador durante al menos 2
segundos, sin menoscabo de su actuación debida, de forma inmediata, cuando se trata
de defecto interno.
146
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Los transformadores serán capaces de soportar sobrecargas diarias y de corto tiempo
de acuerdo con lo establecido en la norma UNE 60.076.
Todas las tomas serán de plena potencia.
Tabla 3.12 Hoja de datos transformadores de servicio
REV
CLIENTE:
FECHA
DESCRIPCION
ELABORADO
REVISADO
APROBADO
PROYECTO:
DOCUMENTO:
HOJA DE DATOS TRANSFORMADORES DE SERVICIO 00BFT10 Y 00BFT20
Transformadores de servicio 00BFT10 y 00BFT20 725/420V
DESCRIPCION
Item
UNDS.
1
General
1.1
Proyecto
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
1.7
1.8
1.9
1.10
1.11
1.12
1.13
1.14
1.15
1.16
1.17
1.18
1.19
1.20
1.21
1.22
1.23
1.24
1.25
1.26
1.27
1.28
1.29
Identificación del equipo
Número de unidades
Fabricante
Modelo (referencia del fabricante)
Lugar de fabricación
Normas de diseño y fabricación
Instalación
Nº de fases
Nº de devanados
Frecuencia nominal
Tipo de refrigeración
Potencia nominal (ONAN) en servicio continuo
Ciclo de carga
Grupo de conexión
Tensión nominal del primario (en vacío)
Tensión nominal del secundario (en vacío)
Intensidad nominal del primario
Intensidad nominal del secundario
Material del devanado primario
Material del devanado secundario
Tipo y material de chapa magnética
Tipo y material de aislamiento de la chapa magnética
Clase climática
Clase ambiental
Clase de comportamiento al fuego
Máximo nivel de descargas parciales
Máximo nivel de ruido (potencia acústica) a potencia nominal
Grado de protección IP
2
2.1
2.2
2.3
2.4
Cambiador de tomas
Ud.
Ud.
Ud.
Hz
kVA
V
V
A
A
pC
dB (A)
IP
%Un
Ud.
Fabricante
Tipo de cambiador de tomas
Posición de tomas
Número de tomas
147
REQUERIDO
Termosolar
Enestar-Villena
00BFT10
00BFT20
2
*
*
*
UNE / IEC
Exterior
3F/3F+N
2
50
ONAN
2000
Continuo
Dyn11
690
420
*
*
Cu
Cu
*
*
*
*
*
*
73
55
*
En vacío en primario
0,±2,5,±5
5
OFERTADO
3
3.1
3.1.1
3.1.2
3.2
3.2.1
3.2.2
3.2.3
3.2.4
3.3
3.3.1
3.3.2
3.3.3
3.3.4
3.4
3.4.1
3.4.2
3.4.3
3.4.4
3.5
3.5.1
3.5.2
3.5.3
3.5.4
3.6
3.6.1
3.6.2
3.6.3
3.6.4
3.7
3.7.1
3.7.2
3.8
Características de operación
Conexión
Intensidad máxima en la conexión (inrush) alimentado por el primario
Constante de decaimiento
Inducción máxima en el núcleo
A 90% de tensión nominal
A 100% de tensión nominal
A 110% de tensión nominal
Máxima sobreexcitación admisible en el núcleo
Caída de tensión con factor de potencia = 1
A 100% de potencia nominal
A 75% de potencia nominal
A 50% de potencia nominal
A 25% de potencia nominal
Caída de tensión con factor de potencia = 0,8
A 100% de potencia nominal
A 75% de potencia nominal
A 50% de potencia nominal
A 25% de potencia nominal
Redimiento con factor de potencia = 1
A 100% de potencia nominal
A 75% de potencia nominal
A 50% de potencia nominal
A 25% de potencia nominal
Redimiento con factor de potencia = 0,8
A 100% de potencia nominal
A 75% de potencia nominal
A 50% de potencia nominal
A 25% de potencia nominal
Capacidad de cortocircuito
Intensidad de cortocircuito trifásica máxima soportada (rms) en BT
Duración del cortocircuito
Capacidad de sobrecarga
148
x In
s-1
*
*
T
T
T
%
*
*
*
*
%
%
%
%
*
*
*
*
%
%
%
%
*
*
*
*
%
%
%
%
*
*
*
*
%
%
%
%
*
*
*
*
x In
s
-
12,5
*
Adjuntar curvas
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
4
Aislamiento de los devanados
4.1
Material y ejecución del aislamiento del primario
-
4.2
4.3
4.4
4.5
4.6
4.7
4.7.1
4.7.2
4.7.3
4.8
4.8.1
4.8.2
4.8.3
5
Material y ejecución del aislamiento del secundario
Clase térmica primario
Clase térmica secundario
Calentamiento medio primario
Calentamiento medio secundario
Aislamiento devanado primario
Tensión más elevada para el material
Tensión de ensayo a frecuencia industrial
Tensión de ensayo a impulsos tipo rayo
Aislamiento devanado secundario
Tensión más elevada para el material
Tensión de ensayo a frecuencia industrial
Tensión de ensayo a impulsos tipo rayo
K
K
5.1
5.1.1
5.1.2
5.1.3
5.2
5.2.1
5.2.2
5.2.3
5.3
5.3.1
5.3.2
5.3.3
5.4
5.4.1
5.4.2
5.4.3
5.4.4
5.5
5.6
5.7
5.7.1
5.7.2
5.7.3
5.7.4
5.8
5.9
5.10
5.11
Pérdidas en vacío (Pérdidas reducidas)
A 90% de tensión nominal
A 100% de tensión nominal
A 110% de tensión nominal
Corriente en vacío
A 90% de tensión nominal
A 100% de tensión nominal
A 110% de tensión nominal
Perdidas debidas a la carga (Pérdidas reducidas)
Toma superior
Toma central
Toma inferior
Impedancia de cortocircuito directa (referida a potencia nominal)
Toma superior
Toma central
Toma inferior
Tolerancia
Componente resistiva de cortocircuito en toma central
Componente inductiva de cortocircuito en toma central
Impedancia de cortocircuito homopolar (referida a la potencia nominal)
Toma superior
Toma central
Toma inferior
Tolerancia
Componente resistiva de cortocircuito homopolar en toma central
Componente inductiva de cortocircuito homopolar en toma central
Pérdidas debidas a la refrigeración
Pérdidas totales garantizadas a tensión y potencia
Aceite mineral de
acuerdo a la norma
UNE 60.296
Aceite mineral de
acuerdo a la norma
UNE 60.296
A
A
65
65
kV
kV
kV
1,1
3
kV
kV
kV
1,1
3
W
W
W
*
*
*
A
A
A
*
*
*
W
W
W
*
*
*
%
%
%
%
%
%
*
8
*
*
*
*
%
%
%
%
%
%
W
W
*
*
*
*
*
*
*
*
Pérdidas
149
6
6.1
6.1.1
6.1.2
6.1.3
6.2
6.2.1
6.2.2
6.2.3
6.4
6.5
7
Dimensiones
7.1
7.2
8
Peso total
Peso para transporte (pieza más pesada)
8.1
8.2
8.3
8.4
8.5
8.6
8.7
8.8
8.8.1
8.8.2
8.8.3
8.8.4
8.9
8.9.1
8.9.2
8.9.3
8.10
8.11
8.11.1
8.11.2
8.11.3
8.12
Placa de caraterísticas
Placa de identificación
Cáncamos de elevación
Orificios para arrastre
Tomas de puesta a tierra
Ruedas orientable a 90º
Caja de bornas para sonda de temperatura
Envolvente metálica de protección
Material
Color
Grado de protección IP
Equipo de refrigeración forzada
Nº de etapas
Nº de ventiladores
Potencia de cada ventilador
Tensión de alimentación
Posibilidad de instalación futura de equipo de refrigeración forzada
Transformador de intensidad toroidal para puesta a tierra del neutro
Relación de transformación
Clase de precisión
Potencia
Termómetro
8.12.1
8.12.2
8.12.3
8.12.4
8.12.5
8.13
8.14
8.15
8.16
8.17
Tipo
Número de contactos
Valor de alarma
Valor de disparo
Marca / Modelo
Depósito de expansión
Relé Buchholz
Desecador de silicagel
Nivel de aceite
Válvulas de sobrepresión
9
Conexiones
9.1
9.1.1
9.1.2
9.2
9.2.1
9.2.2
10
Conexiones en primario
Tipo de conexiones en primario
Nº de cables y sección (por fase)
Conexiones en secundario
Tipo de conexiones en secundario
Nº de cables y sección (por fase)
10.1
Procedimiento de pintura
Dimensiones totales
Altura
Anchura
Longitud
Dimensiones de transporte (pieza mayor)
Altura
Anchura
Longitud
Anchura y diametro de ruedas
Distancia entre ejes de ruedas
mm
mm
mm
*
*
*
mm
mm
mm
mm
mm
*
*
kg
kg
*
*
-
SI
SI
SI
SI
SI
SI
SI
-
No aplica
No aplica
No aplica
Ud.
Ud.
kW
V
-
No aplica
A
VA
No aplica
*
*
*
Pesos
Accesorios
Ud.
ºC
ºC
-
No aplica
No aplica
No aplica
No
No aplica
No aplica
Contactos eléctricos
ajustables
1
*
*
*
SI
SI
SI
SI
SI
-
*
Barras de fase
-
*
Barras de fase
-
Indicar referencia y
adjuntar
Procedimiento de pintado
1.2.9 Grupo Diesel de Emergencia
El alternador será síncrono, trifásico, en ejecución horizontal con patas ancladas sobre
la bancada general del contenedor, autoventilado en protección IP22 con calefacción
interior en estado de parada.
El rotor será con excitación sin escobillas, incluyendo el puente adecuado de diodos
rotativos para conectar al equipo de excitación que se describe después. El alternador
estará conectado en estrella para una tensión nominal en carga de 400 V, ±5%, 50 Hz,
con factor de potencia nominal de 0,85, quedando el punto neutro del bobinado
accesible en la caja de bornas principal.
150
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
El alternador será construido de acuerdo a la norma IEC 60034, para una temperatura
ambiente de 40ºC. Estará dimensionado para dar la potencia nominal con un
calentamiento de clase F de 115+40º C, aunque su aislamiento clase H permita hasta
140+40ºC.
Se ensayará el alternador a sobrevelocidad con el 120% durante dos minutos, según
IEC. Al someter el alternador a sobrecarga del 150% durante dos minutos, con
máquina estabilizada a la temperatura de régimen permanente, la temperatura no
sobrepasará el límite de 140+40ºC.
En los bobinados se montarán seis (6) detectores de temperatura, dos por fase, del
tipo PT-100 cableados hasta la caja de bornas de control sobre la propia carcasa. En
cada cojinete se montará un detector doble cableado hasta la caja de bornas de
control sobre la propia carcasa. En el panel eléctrico propio del grupo electrógeno se
montarán los cinco (5) relés requeridos para las señales anteriores, que darán alarma.
Al menos uno de los cojinetes del alternador será aislado, para evitar circulaciones de
corriente por el eje.
Sobre la carcasa del alternador se montarán tres cajas de bornas diferentes: potencia
(con los cables de salida de fuerza 400 V, 3F más neutro), calefacción (con el cable de
230 V, 50 Hz) y control (con los cables de salida de los detectores de temperatura).
Adosada sobre la propia carcasa del alternador, se incorporará una caja con el equipo
de excitación y regulación de tensión, en ejecución totalmente electrónica que será
autoalimentado desde las propias bornas de potencia del alternador. Para eliminar
posibles distorsiones de onda, que pudieran causar mal funcionamiento del regulador,
se dispondrán los filtros adecuados para eliminar, al menos, los armónicos de orden 5
y 7.
El regulador tendrá una amortiguación o estatismo ajustable entre 0 y 10%, con una
precisión de regulación en régimen estacionario del 1%. El rango de ajuste de la
tensión deberá ser como mínimo del ±10%, pudiéndose ajustar el valor deseado
mediante un potenciómetro de precisión dentro del propio regulador.
151
Tabla 3.13 Hoja de datos Grupo diesel de emergencia
0
REV
CLIENTE:
FECHA
DESCRIPCIÓN
ELABORADO
REVISADO
APROBADO
PROYECTO:
DOCUMENTO:
HOJA DE DATOS GRUPO DIESEL DE EMERGENCIA
Grupo diesel de emergencia
DESCRIPCION
Item
1
Construcción
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
1.7
Fabricante
Lugar de fabricación
Número de fabricación
Cantidad de equipos
Normativa de fabricación aplicable
Instalación
Servicio
2
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
2.6.1
2.6.2
2.6.3
2.7
2.7.1
2.7.2
2.8
2.9
2.10
2.11
2.12
2.13
Grupo motor-alternador
Fabricante
Lugar de fabricación
Modelo
Servicio
Número de unidades
Dimensiones
2.14
2.15
2.16
2.17
2.18
2.19
2.20
2.21
2.21.1
2.21.2
2.21.3
2.21.4
2.22
2.23
2.23.1
2.23.2
2.24
UNDS.
REQUERIDO
-
*
*
1
UNE/IEC
Exterior
Exterior
-
Emergencia
1
-
mm
mm
mm
Longitud
Anchura
Altura
Peso
-
Peso total con líquidos
Peso total sin líquidos
Tensión nominal en vacío / en carga
Variación máxima de tensión (reg. permanente)
Frecuencia nominal
Variación máxima de frecuencia (reg. permanente)
Tipo de conexión a red
Potencia continua en bornas del alternador en condiciones nominales
Autonomía sistema alimentación de combustible para funcionamiento
del grupo a plena carga
Temperatura ambiente máxima sin pérdida de potencia
Tiempo máximo de arranque hasta grupo listo para tomar la carga
Máxima caida de frecuencia durante secuencia de carga (para
cualquier escalón de carga)
Máxima caida de tensión durante secuencia de carga (para cualquier
escalón de carga)
Tiempo máximo de restablecimiento de tensión y frecuencia desde el
inicio del escalón de carga
Máxima sobrevelocidad debida a la desconexión del mayor motor
Consumo de combustible (litros.específico)
A 100% carga
A 75% carga
A 50% carga
A 25% carga
Calor radiado a la atmósfera (motor+generador)
Nivel de ruido
kg
kg
V
%
Hz
%
-
kVA
420 / 400
5
50
2
Trifásico
1600
h
ºC
45
seg
<10
%
5
%
20
seg
<4
%
l/h - g/kWmh
l/h - g/kWmh
l/h - g/kWmh
l/h - g/kWmh
kW
115
-
dB(A)
dB(A)
A 1 m de distancia del grupo
A 1 m de distancia de la salida de gases de escape
Tipo de operación según norma ISO 8528
-
152
85
75
G3 ISO 8528.1
OFERTADO
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
3
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
3.6
3.7
3.8
3.9
3.10
3.11
3.12
3.13
3.14
3.15
3.16
3.17
3.18
3.19
3.20
3.21
3.22
3.23
3.23.1
3.23.2
3.23.3
3.23.4
3.23.5
3.23.6
3.23.7
3.24
3.24.1
3.24.2
3.24.3
3.24.4
3.24.5
3.24.6
3.24.7
Motor diesel
Fabricante
Lugar de fabricación
Modelo
Servicio
Normativa de fabricación aplicable
Potencia mecánica al volante (sin ventilador)
Velocidad
Tipo de combustible
Poder calorífico del combustible
Nº de cilindros
Disposición de cilindros
Cilindrada
Ciclo (nº de tiempos)
Tipo de inyección
Tipo de aspiración
Temperatura gases de escape
Rendimiento mecánico
Tipo de acoplamiento del motor
Momento de inercia del motor
Sistema de admisión
Caudal aire de combustión
Tipo filtro de aceite
Sistema de agua de refrigeración
-
kWm
r.p.m
kcal/kg
Uds.
l
Emergencia
ISO 3046
1500
Gasoleo C
10200
-
ºC
%
kg.m2
m3/min
-
Tipo de refrigración
Volumen total de agua incluido el radiador
Caudal de aire del radiador
Potencia consumida por el ventilador
Potencia resistencia calefacción agua refrigeración
Tensión resistencia calefacción agua refrigeración
Capacidad depósito expansión / reposición de agua
l
m3/min
kW
kW
V
l
Sistema de lubricación
Tipo de aciete
Capcidad total de aceite del sistema
l
Consumo específico de aceite
g/kWh
Tiempo estimado de funcionamiento del motor sin necesidad de aportación de aceite
h
Tipo filtro de aceite
Potencia resistencia precalentamiento aceite
kW
Tensión resitencia precalentamiento aceite
V
153
Radiador ventilador
3.25
3.25.1
3.25.2
3.25.3
3.25.4
3.25.5
3.25.6
3.25.7
3.25.8
3.25.9
3.25.10
3.26
3.27
3.28
3.29
3.30
3.31
3.32
3.32.1
3.32.2
3.32.3
3.32.4
3.32.5
3.32.6
3.32.7
3.32.8
3.32.9
3.32.10
3.32.11
3.32.12
3.32.13
3.32.14
3.32.15
3.32.16
3.33
3.33.1
3.33.2
3.34
3.34.1
3.34.2
3.35
3.35.1
3.35.2
Sistema de escape de humos
m3/min
ºC
kPa
dB(A)
g/kWh
g/kWh
g/kWh
Sistema de arranque
Tipo
Eléctrico
Tensión
Vcc
Potencia
kW
Tipo de baterías
Plomo ácido
Capacidad de las baterías
Ah
Sistema de combustible
Tanque de combustible sobre bancada
Capacidad
l
Material
Espesor
mm
Dimensiones (longitud x ancho x alto)
mm
Autonomía del grupo a plena carga funcionando con el tanque de combustible sobre
h bancada
Tanque de combustible de almecenamiento exterior (nodriza)
- Disposición
- Altura mínima recomendada sobre el motor
mm
- Capacidad
l
1000
-Material
- Espesor
mm
-Dimensiones (longitud x anchura x altura)
mm
Autonomía del grupo a plena carga funcionando con el tanque de almacenamiento
h exterior (nodriza)
Potencia bomba eléctrica sistema trasiego combustible entre tanques
kW
Tensión bomba eléctrica sistema de trasiego combsutible entre tanques
V
Cargador de baterías
Caudal gases de escape
Temperatura gases de escape
Contrapresión máxima de escape
Tipo de silenciador de escapes
Atenuación silenciador de escape
Material tubería de escape
Emisiones gases de escape
-Óxido de nitrógeno (NOx)
-Hidrocarburos (HC)
-Monóxido de carbono (CO)
Fabricante
Modelo
-
Convertidor CC/CC
Fabricante
Modelo
Diodos
Fabricante
Modelo
154
N/A
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
4
4.1
4.2
4.3
4.4
4.5
4.6
4.7
4.7.1
4.7.2
4.7.3
4.8
4.9
4.10
4.11
4.12
4.13
4.14
4.15
4.16
4.17
4.18
4.19
4.20
4.21
4.22
4.23
4.24
4.25
4.26
4.26.1
4.26.2
4.26.3
4.26.4
4.27
4.27.1
4.27.2
4.27.3
4.27.4
4.28
4.29
4.29.1
4.29.2
4.29.3
5
5.1
5.2
5.3
5.3.1
5.3.2
5.3.3
5.4
5.5
5.6
5.7
5.8
5.9
5.9.1
5.9.2
5.9.3
5.9.4
5.9.5
5.9.6
5.10
5.10.1
5.10.2
5.10.3
5.10.4
5.10.5
5.10.6
5.10.7
5.11
5.11.1
5.11.2
Alternador
Fabricante
Lugar de fabricación
Modelo
Tipo
Forma constructiva
Tipo de excitación
Clase de aislamiento
V
Estator
Rotor
Excitatriz
Grado de protección
Tipo de refrigración
Tensión nominal
Número de fases
Frecuencia nominal
Ajuste de tensión
Potencia aparente nominal
Potencia activa
Factor de potencia nominal
Intensidad nominal
Velocidad nominal
Sobrevelocidad máxima
Capacidad de sobrecarga
Reactancia subtransitoria directa (X''d)
Reactancia homopolar (Xo)
Cte de tiempo subtransitoria directa (T''d)
Relación de cortocircuito
Variación de tensión de vacío a plena carga
Rendimiento con cos ∂ = 0,8
Hz
%
kVA
kW
cos∂
A
r.p.m
%
%-min
%
%
seg
Kcc
%
%
%
%
%
%
%
%
%
kW
seg
-
A 100% carga
A 75% carga
A 50% carga
A 25% carga
Rendimiento con cos ∂ = 1
A 100% carga
A 75% carga
A 50% carga
A 25% carga
Perdidas totales en condiciones nominales
Regulador de tensión
Tipo de regulador de tensión
Tiempo máximo de respuesta del sistema de excitación
Marcha en paralelo
Armario de control
Fabricante
Lugar de fabricación
Dimensiones
Síncrono
B-5 / B-20
H
H
H
IP-23
400
3
50
5
1600
1280 (**)
0,8
1500
115
Estático
4
Si
-
mm
mm
mm
V
V
kV
kV
V
A
kA
kV, 1 min
Vcc
W
W
W
-
Longitud
Anchura
Altura
Grado de protección
Tensión de servicio
Tensión de aislamiento
Tensión de prueba a frecuencia industria 1 min
Tensión de prueba a impulos
Interruptores auxiliares magnetotérmicos
Fabricante y tipo
Tensión nominal
Intensidad nominal
Capacida de corte a la tensión nominal
Tensión de prueba a la frecuencia industrial
Contactos auxiliares (Tipo y características)
Relés de interposición
Fabricante
Modelo
Tensión nominal de servicio
Potencia
- A la conexión
- A la desconexión
- En servicio continuo
Sistema de control
Fabricante
Modelo
155
IP-41
24
6
6.1
6.2
6.3
6.3.1
6.3.2
6.3.3
6.4
6.5
6.6
6.7
6.8
6.9
6.10
6.11
6.12
6.12.1
6.12.2
6.12.3
6.12.4
6.12.5
6.12.6
6.12.7
6.12.8
6.12.9
6.12.10
6.12.11
6.12.12
6.12.13
6.12.14
6.12.15
6.12.16
6.12.17
6.12.18
1.3
Armario de potencia
Fabricante
Lugar de fabricación
Dimensiones
-
mm
mm
mm
V
V
kV
kV
A
kA
kA
Longitud
Anchura
Altura
Grado de protección
Tensión de servicio (en carga)
Tensión de aislamiento
Tensión de prueba a frecuencia industria 1 min
Tensión de prueba a impulo
Intensidad nominal en barras
Intensidad admisible de corta duración 1 s
Valor de cresta de la intensidad admisible
Interruptor de grupo
-
Fabricante
Lugar de fabricación
Modelo
Ejecución
Número de polos
Tensión de servicio (en carga)
Frecuencia nominal
Tensión de aislamiento
Tensión de prueba a frecuencia industria 1 min
Tensión de prueba a impulso
Intensidad nominal
Poder de corte a la tensión de servicio en cortocircuito
Poder de cierre en cortocircuito
Tiempo de cierre
Tiempo de apertura
Tiempo total de eliminación de defectos
Tipo de mando
Tensión de mando
V
Hz
V
kV
kV
A
kA
kA
seg
seg
seg
V
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
N/A
Diagrama Unifilar básico
El diagrama unifilar básico que se propone tras el estudio de los equipos nombrados en
el apartado 1.2 del presente capítulo queda de la siguiente manera.
Nivel de generación: 11kV.
Nivel de tensión para servicios auxiliares con potencias superiores a 150kW:
690V.
Nivel de tensión para servicios auxiliares con potencias iguales o inferiores a
150kW.
Constará de un transformador auxiliar que transforme el nivel de tensión de
nivel de generación a 690V de 5/8 MVA según el régimen ONAN/ONAF
respectivamente.
Se constará de dos transformadores de servicios auxiliares que transformen el
nivel de tensión de 690V a 400V de 2.000KVA cada transformador.
Constará de un grupo de emergencia de 1600kVA a un nivel de tensión de
400V.
156
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
157
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Capítulo 4. Estudio de la viabilidad económica de la
ampliación de un sistema de almacenamiento de
energía de sales fundidas.
1.
Sistema de almacenamiento con sales fundidas.
El método más avanzado de almacenamiento de energía térmica para plantas termo
solares es un sistema de almacenamiento con sales fundidas. El sistema incluye
todos los equipos y componentes que gestionan el excedente energético del campo
solar, así como la cesión del calor almacenado en el propio sistema al circuito de
fluido térmico, con la finalidad de permitir la generación ininterrumpida de energía
eléctrica a potencia nominal cuando se den circunstancias adversas.
El medio empleado para los procesos de transferencia de energía térmica con el
fluido térmico es una mezcla eutéctica de sales, que reúne buenas propiedades de
transferencia de calor, estabilidad mecánica y química y alta densidad de
almacenamiento térmico.
El sistema consiste en dos tanques; uno para sales frías y otro para sales calientes,
con sistema de inertización para evitar la presencia de agua y sistemas que
minimicen las pérdidas de calor al ambiente y garanticen una temperatura de las
sales por encima del punto de solidificación. Los tanques están a presión atmosférica
y las sales se mantienen en estado líquido en todo el intervalo de temperaturas de
operación.
Durante el proceso de carga, el fluido térmico transfiere el exceso de energía a las
sales. Durante el proceso de descarga, se invierte el flujo de sales para recuperar la
energía térmica almacenada durante el proceso de carga.
El almacenamiento térmico en las centrales termoeléctricas ofrece la oportunidad de
generar energía eléctrica en períodos en los que no es posible la total o parcial
generación con la radiación solar incidente, sin tener que realizar un consumo de
combustible fósil. Dichos periodos pueden ser:
Bajo condiciones meteorológicas desfavorables (baja irradiación solar);
Bajo existencia de fluctuaciones momentáneas en las condiciones
ambientales (periodos de nubosidad transitoria, alta velocidad del viento);
En horas de menor luminosidad del día (ocaso).
Adicionalmente, este sistema permite modular el vertido a red y hacer la central
energéticamente gestionable, pudiendo verter energía independientemente de la
capacidad de generación solar instantánea. Esta energía es acumulada en sales de
159
nitrato, que se encuentran a dos temperaturas diferentes, una para el tanque de
sales frías y otra para el tanque de sales calientes.
Además, consta de un sistema de intercambio de calor para permitir el tránsito
bidireccional de energía térmica entre el circuito de aceite térmico y el de sales.
En las horas de mayor radiación solar, una fracción del aceite del campo solar se
hace circular a través del intercambiador de calor del sistema de almacenamiento
térmico donde el aceite se enfría. Así mismo, las sales fundidas se hacen circular
desde el tanque de sales frías al de sales calientes, tomando energía térmica al
aceite. Este proceso se denomina ciclo de carga.
Cuando la radiación solar recibida por el campo solar es reducida, se procede a
invertir el proceso de modo que se fuerza el paso de sales desde el depósito de sales
calientes al de frías, transfiriéndose desde las sales al aceite la energía térmica
necesaria para la generación de vapor. Este proceso se denomina ciclo de descarga.
A continuación se describen los principales subsistemas de los que se compone el
sistema de almacenamiento y sus principales características de diseño.
1.1.
Sistemas mecánicos
1.1.1. Sales de Nitratos Fundidas
El medio de almacenamiento de la energía térmica es una mezcla de nitratos
inorgánicos. La mezcla está formada por un 60% en peso de nitratos de sodio y un
40% en peso de nitrato de potasio, básicamente similar a la que se emplea como
fertilizantes, tiene las ventajas de poseer una elevada densidad de 1903 kg/m3 a
292º C, un calor específico de 349cal/ kg; una tensión de vapor muy baja a 386º C
menos de 0,01 Pa. El punto de congelación es 221º C. La mezcla de nitratos no
presenta ataque al acero al carbono; para evitar fenómenos de corrosión el
contenido en iones Cl- deberá estar controlado.
1.1.2. Almacenamiento de las Sales Fundidas
Como ya se ha explicado la finalidad del Sistema de Sales es almacenar energía
térmica, para extender la operación de la planta durante las noches o cuando no se
dispone de radiación solar suficiente.
El medio en el que se almacena la energía térmica consiste en una mezcla de sales
fundidas constituida por 60% en peso de Nitrato de Sodio y 40% en peso de Nitrato
de Potasio. La baja tensión de vapor de las sales fundidas permite almacenarlas a
presión atmosférica. El sistema de almacenamiento es capaz de albergar las sales
incluso a la temperatura más alta (mínima densidad).
Para el almacenamiento de sales fundidas se dispone de dos Tanques. En uno se
almacenan las sales fundidas frías a 292º C. Las sales se hacen pasar por una serie de
Intercambiadores de calor, donde se calientan desde 292º C hasta 386º C con el HTF
160
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
proveniente del Campo Solar durante las horas de insolación. Las sales calentadas a
386º C se almacenan en el otro Tanque, caliente, de modo que pueda devolverse la
Energía Térmica al HTF durante las horas de no insolación. En este caso, las sales
frías son enviadas al Tanque frío.
El espacio libre del tanque está sellado de nitrógeno para evitar la entrada del aire ya
que, en el caso de ruptura de tubos del intercambiador de calor llegarían vapores de
HTF inflamables. Gracias a la inertización con nitrógeno se evita la auto combustión
del HTF en el espacio de cabeza. Durante los procesos de carga y descarga térmica,
se produce el trasvase de nitrógeno de un tanque a otro a través de un colector de
unión entre ambos. Adicionalmente, los tanques están provistos de válvulas de
seguridad que descargan a la atmósfera a través de un eliminador de llama.
Con el fin de evitar aperturas en las paredes, aperturas que obligan a refuerzos y
constituirían un punto de posibles derrames por fallo de las bridas, se prevén
bombas verticales, internas a los tanques, sumergidas en las sales. Un eje conecta las
bombas con su motor, situado fuera del tanque, en el techo. Las paredes de los
tanques están aisladas térmicamente con lana mineral para minimizar las pérdidas
de calor por las paredes en ambos tanques.En caso de parada larga, existe un
sistema de recirculación de sales en el tanque frío que evita su estratificación.Para
evitar la congelación de las sales durante largos periodos de parada de la planta,
están previstos 8 calentadores eléctricos sumergidos en el volumen muerto del
fondo del tanque.
1.1.3. Intercambiadores de Calor HTF – Sales Fundidas
Los intercambiadores HTF-sales fundidas estarán diseñados para calentar las sales
fundidas a la más alta temperatura permitida por el acercamiento de las
temperaturas con una diferencia de 7º C entre el HTF a 393º C y las sales al extremo
caliente del intercambiador.
El fluido de más alta presión, el aceite térmico, circula por los tubos y las sales
fundidas, de más baja presión circulan por la carcasa. Con el fin de eliminar cualquier
posibilidad de fugas del aceite térmico hacia las sales, los tubos están soldados a la
placa tubular y la placa tubular está soldada a la carcasa. Solo en la eventualidad de
ruptura accidental de tubos el aceite térmico entraría en contacto con las sales
fundidas. En dicho caso de ruptura de tubos, el HTF vaporizaría, al ser su tensión de
vapor superior a la presión de lado sales fundidas, y los vapores entrarían en el
tanque hacia donde se está trasladando las sales. Como se ha señalado, además de
estar el sistema inertizado con nitrógeno, los tanques están provistos de válvulas de
seguridad que descargan a la atmósfera a través de un eliminador de llama.
1.1.4. Bombas de Circulación de Sales
Para bombear las sales de un tanque a otro se emplean bombas verticales
sumergidas en las sales, instaladas sobre una estructura sobre los tanques.Al no
161
encontrarse sellos mecánicos resistentes a las características oxidantes de los
nitratos, la solución obligada es bomba vertical sumergida para este servicio.
Asegurar la integridad de los tanques y evitar perdidas de calor en tuberías
exteriores entre tanque y depósitos enterrados, son otras de las razones para
instalar las bombas interiormente al tanque.
Se instalarán tres bombas en operación de bombeo de sales frías y otras tres de
bombeo de sales calientes. Se dispondrá además de una bomba adicional de reserva
en el circuito de sales frías. De esta forma, se podrán cubrir todo los rangos de
operación como: lapuesta en marcha, recirculación para evitar la congelación de las
sales, mantenimiento a mínima carga de la turbina etc.
El motor de las bombas estará situado en una estructura encima del tanque.
El eje de cada bomba está en un tubo que hace la función de camisa, los cojinetes
soportados a la camisa, están lubricados por las mismas sales.
1.1.5. Protección Anti congelación
La mezcla de sales de nitratos naturales solidifica a unos 221º C.
La congelación de las sales debe evitarse porque lleva a paradas prolongadas y
desgaste de los componentes. La protección anti congelación mantiene las sales a
una temperatura mínima de 260º C. Hay tres niveles de protección.
El primero está constituido por la continua circulación de las sales, por medio
de una de las bombas de circulación. En los periodos del día en que el
sistema de almacenamiento está fuera de servicio, por ejemplo durante las
horas nocturnas después de vaciarse el tanque caliente las sales pueden ser
recirculadas desde el almacenamiento de sales frías supliendo las perdidas
con una mínima circulación de HTF;
El segundo nivel está constituido por el sistema de traceado eléctrico. Todos
los componentes tuberías e intercambiadores de calor están traceados
eléctricamente. Los traceados eléctricos tienen una redundancia del 100% y
la temperatura en el aislamiento está monitorizada en continuo en cada
tramo, con alarma de baja temperatura. El sistema de traceado eléctrico está
conectado a la red de servicios de emergencia que recibe alimentación
auxiliar desde un grupo diesel de emergencia;
El tercer nivel de protección lo componen 16 calentadores eléctricos en
ambos tanques, 8 por tanque, que evitan que en paradas prolongadas las
sales almacenadas bajen de la temperatura de congelación.
En la puesta en marcha los tanques y las tuberías, estos deben calentarse con aire
caliente para prevenir la congelación de las sales en contacto con la pared fría de los
tubos. Es necesario, aunque no es suficiente, mantener desde la puesta en marcha el
sistema de traceado eléctrico en operación para asegurar en los circuitos de sales la
temperatura de 260º C.
162
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
1.1.6. Sistema de Nitrógeno
Para inertizar los tanques y proveer a su presurización durante la fase de vaciado es
necesario el suministro de dicho gas inerte desde el Sistema de Nitrógeno de planta.
El sistema se inertiza con nitrógeno para asegurar que no se producirá combustión
de HTF proveniente de una hipotética fuga en un cambiador de aceite/sales.
Durante la puesta en marcha se envía nitrógeno procedente del sistema de planta al
tanque de sales. Al final del proceso de puesta en marcha todo el circuito estará
lleno de nitrógeno. En operación normal, se precisa mantener un sistema para
compensar las pérdidas debidas a diferencia de densidad del N2, en función de las
variaciones de temperatura.
1.1.7. Sistema de Drenajes
Se incluirá un sistema de drenajes del volumen de sales remanente en tuberías e
intercambiadores mediante un depósito de drenajes provisto de traceado eléctrico y
de una bomba vertical o similar para devolver las sales fundidas drenadas al Tanque
frío.
1.1.8. Sistema de condensado de HTF y detección de fugas
Los objetivos del sistema son:
Detectar una fuga en el momento en que ésta se produzca;
Separar el HTF que esté en el circuito de sales;
Identificar el punto exacto en el que se ha producido la fuga.
El Sistema de condensado de HTF y detección de fugas, esta constituido por:
Recipiente condensador de HTF;
Analizador en continuo de hidrocarburos;
Transmisores de presión instalados en las líneas de sales de interconexión de
los cambiadores;
Tomas de muestras con bridas para la detección de fugas de HTF.
1.1.9. Planta de Fusión de Sales
Los principales componentes del equipo de fusión son la alimentación, la
163
dosificación, el horno de fusión y el tanque de postfusión.
La alimentación consiste de estación Big-Bag, trituradora de cilindros, tornillo sin fin
de transporte, elevador y silo. Seguidamente, la dosificación se encarga de que el
nitrato de sodio y el nitrato de potasio se transporten en la proporción correcta
hacia el horno de fusión. El horno de fusión consiste de un crisol u horno de lecho
fluido, con sus quemadores, agitador y dos bombas de alimentación de sal.
El calentamiento se lleva a cabo directamente a través de quemadores supervisados
que funcionan con gas natural, gas propano o gas propano-butano.
Para la descarga de la sal fundida en el tanque frío, es necesario el uso de un tanque
postfusión con una bomba de eje corto.
1.1.10. Sistema Contra Incendios
De acuerdo a la clasificación de áreas, se considera el Área de Almacenamiento de
Sales como de bajo riesgo de incendio.
No se ha considerado en la misma un anillo de hidrantes perimetral, por no cubrirse
con los mismos todas las áreas del cubeto, y por considerarse cubierto
eventualmente con el camión de bomberos que es habitual en este tipo de plantas.
Se ha considerado únicamente disponer una serie de extintores en el cubeto y en las
plataformas del Área de Sales.
1.2.
Sistema eléctrico
El sistema eléctrico del sistema de almacenamiento de sales incluye:
Cuadro de distribución principal de alimentación a las bombas de
transferencia de sales;
Variadores de frecuencia alimentación a las bombas de transferencia de
sales;
Cuadro de distribución mixto (Centro de Fuerza y Centro de Control de
Motores) para alimentar a las distintas cargas incluidas en el sistema de sales;
Paneles zonales de alumbrado y servicios auxiliares tanto servicio normal
como de emergencia alimentados desde los correspondientes paneles
principales de alumbrado y servicios auxiliares;
Paneles zonales para alimentación a cargas críticas desde el correspondiente
Sistema de Alimentación Ininterrumpida (SAI) de planta;
Paneles de alimentación a los calentadores del fondo de tanque frío y
caliente;
164
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Traceado del sistema de sales, incluyendo los paneles correspondientes;
Bandejas y conduits dentro del cubeto de almacenamiento;
Cableado;
Instalaciones auxiliares y de alumbrado del sistema de sales;
Red de tierras y protección contra descargas atmosféricas.
Los cuadros de distribución principales, al igual que los variadores de frecuencia que
alimentan a las bombas de transferencia de sales irán ubicados en un edificio
denominado Edificio HTF / Sales en espacios de dimensiones adecuadas para su
instalación y mantenimiento, y acondicionados según los requisitos habituales para
este tipo de equipos. Se considera que el edificio de HTF/Sales se encontrará ubicado
junto al cubeto de sales existiendo una longitud de aproximadamente 30 metros
entre la salida del edificio HTF/Sales y el rack de entrada al cubeto de sales.
Se dispondrá de cableado de alimentación desde las salidas necesarias en los
paneles principales de Corriente Continua, Sistema de Alimentación Ininterrumpida,
alumbrado y servicios auxiliares tanto normal como emergencia para las distintas
cargas y paneles ubicados dentro del cubeto de los tanques de sales y necesarios
exclusivamente para el funcionamiento del Sistema de Sales. Dichos paneles
principales se consideran implantados en el edificio de HTF/Sales mencionado arriba.
Deberá tenerse en cuenta que distintos equipos del sistema de sales deben ser
considerados de emergencia en el sistema eléctrico de la Planta, por lo que deberá
preverse que la alimentación correspondiente pueda provenir de grupos diesel de
emergencia en función del diseño de la Planta.
Los equipos estarán diseñados para trabajar con una rango de tensiones de ±10%
tensión nominal, excepto los equipos que sean alimentados desde SAI que se
diseñarán para un ±5% tensión nominal y desde CC que será +10% -15%.
Se considera que en las alimentaciones realizadas por otros es posible distribuir el
neutro en caso que sea necesario.
La temperatura ambiente de diseño será 40º C, excepto en las cabinas a ubicar en
salas acondicionadas que se diseñarán para 25º C.
1.2.1. Requisitos constructivos
1.2.1.1.
Cuadros de distribución de Baja Tensión
Serán cuadros metálicos, para instalación interior, compartimentados, con
aparamenta extraíble o enchufable, tensión nominal 400/690 V y protección IP41.
165
Para el caso de los arrancadores cuando la configuración sea de Centro de Control de
Motores se dispondrán de cubículos extraíbles.
La parte fija cuando el interruptor ha sido extraído o desenchufado mantendrá un
grado de protección IP20.
Estarán diseñados, fabricados y ensayados de acuerdo con la última edición de las
normas IEC. Éstas serán aplicables también a todos sus componentes. Los cuadros de
baja tensión previstos son los siguientes:
Cuadro de distribución principal de alimentación a las bombas de
transferencia de sales (690 V): 25 kA (1s), 62,5 kAp;
Cuadro de distribución principal mixto (Centro de Fuerza y Centro de Control
de Motores) para alimentar a las distintas cargas incluidas en el sistema de
sales (400 V): 50 kA (1s), 105 kAp.
Se dispondrá de doble acometida y un sistema de transferencia automática /
manual. El tamaño, número de salidas, tipo y dotación de las mismas se determinará
en la fase de ingeniería de detalle. Se montarán interruptores de bastidor abierto
para calibres iguales o superiores a 800 A, mientras que el resto de interruptores
serán de caja moldeada, modulares o guardamotores. En caso de alimentaciones
hasta 250 A inclusive podrán compartir cubículos.
En general se dispondrán relés de protección integrados en el propio interruptor, si
bien también podrán existir relés de protección indirectos. Existirán los dispositivos
de señalización necesarios para comprobar cuando ha operado un relé.
El control de los interruptores motorizados cuando aplique se realizará a 125 Vcc o
110 Vcc.
El control de los arrancadores en configuración de Centro de Control de Motores se
realizará a través de transformadores en el propio cuadro. La tensión de control será
230 V ac.
1.2.1.2.
Paneles de Baja Tensión
Serán paneles autosoportados o murales dependiendo del tamaño, con envolvente
metálica o de poliéster reforzado, con protección IP41 en salas eléctricas e IP54 en
áreas de proceso y en exterior, RAL 7035.
Todos los paneles dispondrán en la acometida de un equipo de corte omnipolar
(interruptor o seccionador en carga) y estarán diseñados para simple acometida
excepto en el caso de los paneles para el traceado de sales que dispondrán de doble
acometida.
El tamaño, número de salidas, tipo y dotación de las mismas se determinará en la
fase de ingeniería de detalle.
166
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
1.2.1.3.
Cables, bandejas y tendido
Se dispondrá de los siguientes elementos:
Cajas terminales;
Elementos de control (botoneras de campo de parada de emergencia para los
motores de las bombas de transferencia de sales);
Tubos de plástico para protección de cables;
Material de conexión de cables, incluyendo, grapas, terminales y materiales
de fijación;
Placas y elementos de identificación de conductores Cableado En general
los cables de fuerza y control eléctrico utilizados serán de conductor de
cobre, con aislamiento de XLPE (tipo RV) y cubierta exterior de PVC. Los
cables directamente enterrados en caso de aplicar serán armados. Los cables
serán no propagadores de la llama según IEC 60332-1 y no propagadores del
incendio según IEC 60332-3. Los cables se dimensionarán teniendo en cuenta
que la caída de tensión entre el transformador de alimentación o la fuente de
tensión regulada es del 1%;
En tendido aéreo en bandejas o bajo tubo metálico;
Enterrados en canalizaciones entubadas o directamente enterrados;
Si aplica, cuando sean directamente enterrados los cables se tenderán sobre
lecho de arena, separados según los niveles de tensión, a una profundidad
mínima de 0,8 m. La transición entre cable enterrado a cable aéreo se
protegerá mediante tubo;
En general, se utilizarán bandejas tipo escalera. También podrá utilizarse
bandeja de varillas por ejemplo para distribución de cajas a instrumentos,
caminos secundarios y distribución de alumbrado;
Las bandejas utilizadas serán de ancho 200, 400, o 600 mm y altura de ala
100 mm. El llenado de bandejas se realizará en función del nivel de tensión:
o Nivel de Baja Tensión. Los cables hasta secciones de 95 mm2 se
tenderán en una sola capa con los cables en contacto mutuo. Los
cables de 70 mm2 o menores se tenderán hasta una altura máxima de
40 mm. Las ternas de cables unipolares se tenderán a tresbolillo;
o Nivel de Instrumentación. Se tenderán cables hasta una altura
máxima de 80 mm. En general se mantendrá una separación de 300
mm entre bandejas de distintos niveles (distancia entre la parte baja
167
de la bandeja y la parte baja de la bandeja inmediatamente superior o
entre laterales de bandejas adyacentes).
1.2.1.4.
Red de tierras y protección contra descargas atmosféricas
Red de tierras
Se dotará de conexión a tierra a todos los elementos que lo requieran de modo que
los valores de tensiones de paso y contacto de la instalación cumplan con los
requisitos incluidos en la normativa vigente. Se dispondrá de los conectores y
soldaduras aluminotérmicas necesarias para dar continuidad a la red de tierras.
Todos los conductores de tierra enterrados serán conductores de cobre trenzado
con una sección mínima de 50 mm2.Las uniones enterradas entre conductores se
realizan por medio de soldadura. En general, las conexiones a la red de tierra en los
equipos eléctricos se realizarán por medio de terminales de compresión. En los
motores, se realizará una conexión a la red de tierras por medio de cable de cobre
desnudo, para puesta a tierra de la bancada y carcasa metálica.
Sistema de protección contra las descargas atmosféricas
El sistema de protección contra las descargas atmosféricas se realizará por medio de
al menos un pararrayo con dispositivo de avance de cebado, y con un radio de
protección suficiente para proteger el recinto de los tanques de sales fijado por el
cubeto de los mismos de acuerdo a la normas UNE 21185&21186.Los extremos
finales de los equipos que se instalen se localizarán al menos 2 metros por encima de
la zona protegida, incluyendo antenas, techos y depósitos. El número y diseño de las
bajantes será de acuerdo a la Norma UNE 21186.
1.2.1.5.
Alumbrado y tomas de corriente
Sistema alumbrado: El alumbrado se realizará preferentemente mediante
luminarias de vapor de sodio de alta presión de 250 ó 400 W y luminarias
fluorescentes (2 x 58 W). Estará controlado mediante dispositivos de
fotocélula y de controlador horario programable. Se dispondrá al menos un
panel para alumbrado normal y otro para alumbrado de emergencia. Este
último deberá poder ser alimentado desde el grupo diesel de la Planta. En
caso de ser necesario, se instalará alumbrado de evacuación mediante
bloques autónomos en lugares estratégicos equipados con lámparas
fluorescentes de 8W o 11W, grado de protección IP54 y baterías
incorporadas.
Tomas de corriente combinadas
Existirán tomas de corriente combinadas para instalación intemperie según
sea necesario para mantenimiento formado por:
168
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
o Toma de corriente trifásica 400 V, 32 A, 3F+T según el estándar CEE,
en caja metálica;
o Dos (2) tomas de corriente monofásicas 230 V, 16 A, F+N+T según
estándar CEE ;
o Dispositivos de corte manual (seccionador) y protección (fusibles o
interruptores magnéticos), en la parte superior de las cajas.
1.3.
Sistema de instrumentación y control
1.3.1. Sistema de Control Distribuido (SCD)
El control y supervisión del Sistema de Almacenamiento de Sales se realizará
mediante un sistema de control distribuido. El Sistema de Control Distribuido del
Sistema de Almacenamiento incluirá la lógica necesaria para realizar la carga y
descarga térmica de las sales en función del aporte de aciete térmico al sistema de
almacenamiento de sales.
El Sistema de Control Distribuido (SCD) completo para el Sistema de
Almacenamiento de Sales incluirá:
Unidades de adquisición y procesamiento de datos (tarjetas entradas/salidas,
CPUs, etc.) – A ubicar en Edificio HTF / Sales;
Una (1) estación de Operador – A ubicar en sala de Control de Planta;
Una (1) estación de Ingeniería operador – A ubicar en sala de Control de
Planta;
Función de anunciador de alarmas, impresoras;
Servidor de históricos;
Sistema de comunicaciones entre equipos del SCD del sistema de
Almacenamiento de Sales redundante;
Ingeniería del SCD del sistema de Almacenamiento de Sales, equipo de
diagnosis y mantenimiento;
Interfaces con los sistemas externos
El sistema de control distribuido desarrollará las funciones de:
169
.
Adquisición de datos;
Control en lazo abierto;
Control en lazo cerrado;
Operaciones manuales y automáticas;
Señalización de alarmas;
Informes de gestión.
Para conseguir niveles adecuados de seguridad y disponibilidad, el sistema de
control será redundante en sus elementos principales (controladores, redes de
comunicaciones, fuentes de alimentación, servidores de históricos, etc.).Como
interfase máquina /operador se utilizará una estación de operación tipo PC basado
en tecnología Windows, y a ubicar en la Sala de Control de planta. Los equipos que
integrarán el SCD del sistema de almacenamiento consistirán en estaciones de
proceso, red de comunicaciones, una estación de operación y una estación de
ingeniería de las siguientes características:
1.3.2. Estaciones de Proceso
Las estaciones de proceso consistirán en un sistema basado en microprocesador
redundante o controladores multifuncionales con los adecuados interfaces de
proceso. Contendrán las funciones que sean necesarias para mantener el proceso en
funcionamiento sin intervención del operador y con independencia de la
disponibilidad de la estación de trabajo o de la red de comunicaciones.
Las principales funciones de las estaciones de proceso serán la adquisición de datos
digitales y analógicos del proceso, procesamiento y acondicionamiento de señales,
salidas digitales y analógicas, control de lazos abiertos y cerrados.
Los lazos de control que obtengan datos a través de la red de comunicaciones
quedarán en posición segura ante fallo de esta red.Para asegurar alta disponibilidad,
el hardware estará funcionalmente distribuido.Se utilizarán módulos estándar de
señales de entrada/salida. Las E/S podrán aceptar señales de fuentes de señal
comerciales tales como 0-20 mA, 4-20 mA, termopares, RTD, señales digitales.
1.3.3. Bus de comunicaciones
El bus principal de comunicaciones servirá para comunicación de las unidades de
control locales con las estaciones de operación e ingeniería. Estará constituida por
una red redundante de cable coaxial, cable de par trenzado o fibra óptica capaz de
transmitir a una distancia mínima de 1.000 m.
Dispondrá de capacidad de autodiagnóstico y de generación de alarmas que se
170
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
mostrarán en la sala de control. Los dos buses redundantes se rutarán por
canalizaciones diferentes. El fallo de uno de los buses no afectará a la operación de
la planta, y directamente se producirá la conmutación al restante.
1.3.4. Estación de Operador e Ingeniería
La interfase de operador permitirá la presentación de gráficos de proceso, gráficos
de lazos de control, diagramas unifilares esquemáticos, gráficos de tendencias, listas
de alarmas, todo ello con actualización dinámica de los parámetros.
La estación de ingeniería estará situada en Sala de Control de planta y podrá ser
utilizada para generación y modificación de programas, y diagnóstico del sistema.
1.3.5. Equipos de Campo
Todos los instrumentos de campo estarán diseñados de modo que soporten las
condiciones ambientales del emplazamiento en el que vayan a ser ubicados, así,
tendrán grado de protección IP54 de acuerdo a EN 60529 para equipos montados en
el interior de edificios e IP65 para equipos montados en el exterior.
Los instrumentos electrónicos no se montarán cerca de líneas calientes, depósitos u
otros equipos calientes. Las altas temperaturas no añadirán dificultades de
calibración o rápido deterioro de los componentes electrónicos.
Se incluirán los siguientes instrumentos para la operación del sistema:
Transmisores: Todos los transmisores tendrán una señal de salida de 4-20 mA
correspondiente al mínimo y al máximo valor del rango respectivamente. Se
utilizarán transmisores de dos hilos preferentemente. En lo posible se
utilizarán transmisores inteligentes, con protocolo Hart. Se utilizarán
transmisores con una clase de precisión clase 0,5 o superior. La repetibilidad
estará en el rango de ±0,1% del rango. El desmontaje de los dispositivos
conectados no abrirá el circuito de salida del transmisor o causará un mal
funcionamiento del mismo. En caso de fallo y retorno de la tensión de
alimentación en un circuito de medida, no se producirán falsas señales que
pongan en peligro el sistema. Los transmisores estarán individualmente
protegidos frente a cortocircuitos.
Todos los transmisores serán aptos para instalación exterior con protección
IP65 de acuerdo a EN 60529.
Los transmisores en áreas clasificadas estarán de acuerdo a la Directiva
Europea ATEX.
Los transmisores que puedan estar sometidos a vacío soportarán un vacío del
100% sin daños.
Los transmisores estarán provistos de todos los medios de aislamiento,
válvulas de venteo y purgas y posibilidad de conexión de instrumentos de
171
prueba en la entrada y salida de cada transmisor para permitir la calibración.
Cuando las señales digitales no puedan derivarse de un valor analógico, se
utilizarán transmisores binarios (switches de temperatura, de presión, etc.).
El set-point y banda muerta de cada switch podrá ser ajustado desde el
interior de la caja, en todo el rango especificado.
Medidores de temperatura: En general, para la medida de temperatura, se
usarán sensores RTD, tipo Pt-100 de acuerdo con IEC 751 para temperaturas
de operación de hasta 200º C. En casos excepcionales y en donde no se
puedan utilizar señales de termopar se podrá utilizar RTD, tipo Pt-100, con un
límite de aproximadamente 400 oC y diseñados para temperaturas de hasta
600º C, al objeto de asegurar su resistencia mecánica para prevenir roturas
por altas temperaturas y vibraciones. Para temperaturas de operación
superiores a 200º C se usarán termopares, preferiblemente del tipo E y en
caso de muy alta temperaturas, > 600º C, tipo K (NiCr-NiAl) de acuerdo con
DIN IEC 584-1.
Para medida local de temperatura se utilizarán termómetros tipo
bimetálicos. Los termómetros tendrán un dial de diámetro mayor o igual a
100 mm y deben montarse de forma que estén protegidos de vibraciones y
proyecciones de agua.
Como norma general todos los instrumentos de temperatura se instalarán
con su correspondiente termopozo inserto en tubería o recipiente. El
material será de acero inoxidable AISI 316 en el caso de agua y AISI 321 para
sales o sustancias que lo requieran, siempre de acuerdo con la especificación
de tuberías. Generalmente se construirán a partir de barra taladrada. Los
termopozos de prueba contarán con un tapón roscado unido al cuerpo del
termopozo mediante una cadena.
Medidores de presión: Se utilizarán medidores de presión de clase 1.6 o
superior. Los rangos estándar de medida se seleccionarán respecto de la
máxima presión de operación. Para medidas en fluidos viscosos, sucios y
corrosivos, se usarán conjuntamente con el medidor sellos separadores
(sellos de diafragma); en otras aplicaciones generalmente se montará
manifolds de acoplamiento directo. Para aplicaciones con vapor, los
instrumentos además deberán protegerse de altas temperaturas
incorporando sifones o similar.
Los indicadores de presión ó manómetros serán preferiblemente tipo
Bourdon y tendrán un dial de mínimo de 100 mm y estarán localizados donde
puedan ser fácilmente observados o combinados en grupos o tableros de
indicadores. Los indicadores serán resistentes a vibraciones y estarán
diseñados de forma que puedan alcanzar el fin de escala sin afectar a su
calibración.
En servicios de sales y HTF, debido a las condiciones del fluido, los medidores
172
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
de presión y presión diferencial se instalarán con sellos separadores tipo
diafragma.
Medidores de caudal: En servicios de sales o aceite térmico se recurrirá al
empleo de transmisores de caudal por ultrasonidos.
La medida de caudal de gas se realizará normalmente mediante el principio
de presión diferencial. El material, dimensiones e instalación de los orificios
estarán de acuerdo a la especificación de las tuberías en las que se instalen.
Se dispondrán válvulas de corte en todos los puntos de picaje de las placas de
orificio/toberas.
Todos los transmisores de presión diferencial estarán provistos de:
o Válvulas de corte dispuestos directamente en los puntos activos de
presión;
o Manifold para permitir aislar el transmisor de la presión activa y
comprobar el punto cero del transmisor;
o Válvulas independientes de drenaje para limpieza de los tubos de
presión activa.
Medidores de nivel: En aplicaciones de sales, aceite térmico, etc. se recurrirá
al empleo de transmisores de nivel tipo rádar o ultrasonidos, instalados
generalmente con tubo tranquilizador.
Medidores de vibración: Se medirán las vibraciones en grandes máquinas
rotativas o alternativas para protección y mantenimiento predictivo. Se
dispondrán las indicaciones apropiadas en la Sala de control para estas
medidas y a las alarmas en caso de que los niveles de vibración pudieran
causar daños en los equipos o afectar a la seguridad de la Planta.
Se seguirán los siguientes criterios para la medida de vibraciones en
máquinas rotativas:
o Para vibraciones del eje del rotor y posición axial se utilizarán sondas
de proximidad sin contacto;
o La medida se efectuará en μm pico a pico;
o En casos en que debido a las condiciones de proceso, accesibilidad o
servicio no crítico, pueda suponer el uso de transmisores de vibración
montados en la máquina, los transmisores serán del tipo de
“aceleración” incorporando un filtro, si es necesario, junto con
integración en el monitor de la unidad de vibración con lectura de
velocidad en mm/seg. Cuando la velocidad de rotación de la máquina
173
y frecuencias de vibración generadas lo aconsejen se utilizarán
transmisores del tipo velocidad en lugar de acelerómetros.
Medidas de valores eléctricos: Para la medida de parámetros eléctricos tales
como tensión, intensidad, potencia, frecuencia, etc. se utilizarán
transmisores electrónicos para convertir la salida de los transformadores de
medida en corrientes 4-20 mA. Alternativamente podrán emplearse
analizadores de redes o centralitas de medida comunicadas mediante bus
con el SCD. La clase de precisión de la medida será de 0,5 para los
transformadores de medida correspondientes, y de clase 1 para los equipos
de medida convencional.
Válvulas de control: Los husos y la parte interna de las válvulas de control
estarán construidos en acero cromado con gran resistencia al desgaste y a la
corrosión. El cuerpo de la válvula será de acero de fundición o forjado.
Dispondrán también de accionamiento manual e indicador local de posición.
Las válvulas no generarán ruido superior a 85 dB medido a 1 m aguas debajo
de la salida de la válvula y a 1 m del eje de la tubería. Donde no se cumpla
este requisito por limitaciones físicas, se dispondrán medidas de atenuación
de sonido para cumplir el criterio de los 85 dB.
Donde debido a las grandes dimensiones (grandes caudales) o a las bajas
presiones estáticas o caídas de presión, la utilización de válvulas de asiento
no sea posible, se utilizarán válvulas de mariposa.
Actuadores: Los actuadores de válvulas de control o compuertas serán
eléctricos o neumáticos. Los actuadores de tipo ON/OFF o posicionadores
manuales serán normalmente de tipo eléctrico, aunque podrán considerarse
también tipo solenoide para pequeñas válvulas. Los actuadores neumáticos
se diseñarán de forma que en caso de fallo de aire el actuador quede en la
posición inmediatamente anterior al fallo, o bien vaya a la posición segura
para el proceso.
Para todos los actuadores de válvulas de control o compuertas de sistemas
principales se preverá indicación local de posición y transmisores para la
posición remota y realimentación del lazo de control, de acuerdo con las
condiciones de servicio más desfavorables que puedan producirse. Los
transmisores soportarán condiciones de alta temperatura, vibraciones y
derrames de vapor o agua caliente donde se requiera. El grado de protección
será IP65 de acuerdo a EN 60259.
Los actuadores tendrán un volante de operación manual directa, que permita
el accionamiento por un operador. Un mecanismo de embrague inhibirá la
alimentación del actuador cuando se está operando manualmente.
174
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Válvulas solenoide: En líneas con diámetro nominal hasta DN 25, y para
control de actuadores neumáticos, se utilizarán válvulas solenoide. Dichas
solenoides serán de bajo consumo, por lo que se alimentarán a 24Vdc
directamente desde el SCD.
1.3.6. Racks y Cajas de Conexión
1.3.6.1.
Racks de cables
Se utilizarán racks de tipo abierto para la centralización y terminación de cables de
control de baja tensión en las salas de racks. Estarán construidos mediante angulares
rígidos de acero.
Para tensiones superiores a 60 V, se dispondrá una sección separada con una tapa
de chapa metálica de protección.
1.3.6.2 Cajas de centralización
Para simplificar la distribución de señales, minimizar número de cables que llegan al
SCD y centralizar conexiones se utilizarán cajas de terminales en los siguientes
puntos:
Equipos en los que sea necesario cambiar secciones del cable;
Actuadores eléctricos, válvulas todo/nada, finales de carrera en válvulas
manuales, etc.;
Cajas de centralización que recojan la instrumentación de los conjuntos
bomba+motor, ubicadas en las propias bancadas de los equipos;
Centralización de señales (analógicas y digitales) que provengan de equipos
de campo (válvulas, transmisores, etc.).
Las cajas intermedias de conexión tendrán un grado de protección IP65 de acuerdo a
EN60529 y estarán equipadas con los regleteros de bornas adecuados para conexión
de los cables, y con terminales para puesta a tierra. En áreas clasificadas, las cajas
estarán de acuerdo a la Directiva Europea ATEX.
1.3.7. Alimentación y Protecciones Eléctricas
Se utilizarán los siguientes niveles de tensión para los sistemas de I&C:
400 Vac sistema normal;
400 Vac sistema emergencia interrumpible (back-up grupo diesel);
230 Vac Sistema de alimentación ininterrumpible (SAI).
175
Las tensiones de alimentación a los paneles de control será preferiblemente 230V de
UPS, y los sistemas que requieran redundancia tendrán la configuración de doble
alimentación con dispositivos de protección separados. Los feeders individuales
podrán alimentar un único cubículo o varios cubículos combinados como un grupo
lógico.
Los actuadores eléctricos se alimentarán a 400V AC.
Todos los equipos estarán protegidos mediante fusibles o interruptores automáticos.
Los dispositivos de protección principales se dispondrán según grupos funcionales.
Para los fusibles y dispositivos de protección se seguirá un criterio de selectividad de
forma que las faltas en elementos individuales sean despejadas por el dispositivo
más cercano sin afectar al dispositivo principal aguas arriba.
La actuación del dispositivo de protección principal se señalizará como alarma en la
Sala de control de forma individual. El disparo de los dispositivos individuales se
recogerá en la sala de Control en una alarma común.
El sistema de alimentaciones eléctricas estará diseñado de forma que una falta en un
determinado módulo que afecte a una lógica de enclavamientos o sistema de
control, quede restringida al sistema en que ha tenido lugar dicha falta.
176
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
2.
Análisis de viabilidad económica
Conocidos los costes asociados al proyecto, localización de la planta, estimación de
la energía generada y las características del mercado, se podrá realizar una
valoración económica del proyecto.
Se busca desarrollar el Project Finance (PF), sistema para financiar el proyecto
basado en el análisis y la identificación de los riesgos que conlleva. El PF constituye
un sistema de financiación de un proyecto sin recurso o con recurso limitado a los
socios, cuya amortización de capital y pago de intereses se realiza con los flujos de
caja generados por el propio proyecto.
Como características principales un proyecto debe cumplir los siguientes requisitos
para ser considerado financiable:
Generación de flujos de caja más que suficientes para atender al pago de la
deuda principal y remuneración a los fondos prestados o aportados, bancos o
inversores.
Definición coherente del proyecto que permita predecir razonablemente el
período en el que se irán realizando los flujos de caja que produzcan.
Creación de una sociedad vehículo de proyecto o Special Purpose Vehicle
(SPV) que será la encargada de la gestión del proyecto, obtención de la
financiación, pago de deudas, remuneración de los accionistas y de controlar
su ejecución.
Como ventajas el PF presenta:
Posibilidad de tener participación en el mayor número posible de proyectos,
con el objetivo de poder diversificar y usar menos recursos propios. Al tener
mayor financiación los fondos propios pueden ser usados en un mayor
número de proyectos.
El riesgo de la inversión se comparte entre el promotor y los accionistas. Al
ser la SPV una sociedad nueva, permite incorporar nuevos socios con los que
distribuir el riesgo.
El promotor mantiene su calidad crediticia al no endeudarse. Lo hace la SPV.
Como consecuencia de los dos puntos anteriores se buscará obtener la mayor
financiación posible.
Para la comprensión del modelo financiero será necesario conocer la estructura
económica del proyecto.
2.1.
Datos de partida
Como datos de partida del estudio se ha tenido en cuenta:
177
Incremento de gasto de gas natural al año de 35 GWh;
Incremento de gasto de agua de 290.200 m3;
Incremento de gasto de nitrógeno al mes de 60 toneladas;
Gasto en operación y mantenimiento;
Gastos en subcontratas;
Incremento en los autoconsumos al año de 3,7 GWh;
Amortización a 15 años;
Gastos de repuestos;
Incremento de la producción estimada al año es de 70 GWh;
Impuesto de sociedades del 30%;
La inversión inicial realizada es de 95.000.000 € y compuesta principalmente
por:
o Coste de ingeniería;
o Gestión del proyecto;
o Ampliación del campo solar;
o Ampliación del bloque de potencia en los que se incluye la
obra civil, estructura metálica y equipos como depósitos de
expansión, bombas de HTF, transformador, variadores de
frecuencia, barras de fase, ampliación del DCS y montajes
eléctrico y mecánico.
o Sistema de almacenamiento de sales en el que se incluyen
equipos mecánicos, piping, I&C, las sales, traceado y los
montajes mecánico, eléctrico y de I&C.
2.2.
Cálculos
Para la estimación del beneficio neto han sido necesarios los siguientes cálculos:
2.2.1. Cálculo del EBITDA
Ingresos
178
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Gastos Opex
EBITDA = Ingresos - Gastos Opex(-)
2.2.2. Cálculo del EBIT
EBIT = EBITDA – Amortizaciones
Amortizaciones: las amortizaciones se distribuirán a lo largo de los 15
primeros años a partir de los dos años contemplados para la ejecución de la
obra y la puesta en marcha.
2.2.3. Cálculo del EBT
EBT = EBIT – Intereses
Intereses: se estiman un 6% del valor pendiente de devolver del préstamo.
2.2.4. Cálculo del resultado
Resultado = EBT – Impuestos
Impuestos: impuesto de sociedades del 30% aplicado sobre el EBT.
2.2.5. Cálculo de los Flujos de Caja
Para calcular el flujo de caja indirectamente, se empieza con el resultado de
explotación en la cuenta de resultados. El primer paso es añadir todos los gastos que
no afectan a la situación de caja, como por ejemplo la depreciación. El segundo
paso es considerar todos los cambios del balance que sí afectan a la situación de la
caja. Un aumento en el número de acreedores, en cambio, produce un flujo de caja
añadido, puesto que se han obtenido los bienes y servicios pero aún no se ha pagado
a sus proveedores
CF = Resultado + Amortizaciones – Capex – Δdeuda
Gastos de Capex: Inversión inicial y repuestos.
Δdeuda: deuda que se devuelve.
2.2.6. Cálculo de la TIR del caso inicial sin apalancamiento
Para el cálculo de la tasa interna de retorno antes será necesario calcular el VAN
(valor actual neto).
El VAN es un procedimiento que permite calcular el valor presente de unos
determinados flujos de caja futuros del proyecto. Permite conocer si la ejecución de
un proyecto produciría ganancias considerando la inversión inicial, al calcular el valor
presente de los flujos de caja futuros, descontando una tasa de interés prevista o
inflación. Se ha calculado de la siguiente manera:
179
La TIR o tasa interna de retorno, es la tasa de descuento que hace igual a 0 el VAN.
Esto es, valor de la tasa de interés que hiciera que el proyecto no generara
ganancias.
Para que el proyecto sea viable son necesarias unas tasas internas de rentabilidad
exigida en torno al 12%, ver apartado 3 de este capítulo.
Por último se han supuesto una serie de escenarios, en los que se han variado la
forma ejecutar las amortizaciones y el nivel de apalancamiento de la inversión con el
objetivo de observar como varía la rentabilidad del proyecto. El objetivo de este
punto es el de determinar la TIR para los distintos escenarios considerados.
2.3.
Análisis de la inversión del caso inicial
Para el análisis de la inversión del caso inicial no ha habido financiación externa por
lo tanto los valores de deuda serán siempre nulos.
A partir de los datos expuestos en el apartado 1, los valores correspondientes son los
mostrados en la Tabla 4.1:
Tabla 4.1 Gastos de Opex
180
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Los valores de la Inversión Inicial expuestos en el apartado 1, son los mostrados en la
Tabla 4.2:
Tabla 4.2 Costes Capex
Como se ha dicho en el apartado 2, para que el proyecto sea viable son necesarias
unas tasas internas de rentabilidad exigida en torno al 12%. Esto quiere decir que
para valores obtenidos de TIR inferiores al 12% se desaconsejará la inversión ya que
la empresa considera una mínima rentabilidad para cualquiera de los proyectos en
que participa. Para ello se ha tomado un valor de interés de la inversión del 12%
para reflejar en el VAN que el valor mínimo esperado de actualización del valor de la
inversión es como mínimo del 12 %. Implica que no se decidirá invertir para valores
de VAN inferiores a cero que conlleva una rentabilidad inferior a la exigida.
2.3.1. Resultado a partir del Free Cash Flow
Los flujos de caja calculados a partir de estos datos se denominan flujos de caja libre
o Free Cash Flows (FCF). A partir de estos valores se calcularán el VAN y la TIR del
proyecto.
Con estos datos de entrada y según los cálculos realizados según se explica en el
apartado 2 se obtienen los siguientes resultados de VAN y TIR como se muestran en
181
la Tabla 4.3:
Tabla 4.3 VAN y TIR caso inicial
VAN
21.604.620,73 €
TIR
15,36%
El valor presente de los flujos de caja libres futuros del proyecto o VAN resulta ser
mayor que cero por lo que se deduce que la inversión dará flujos de caja positivos
con una tasa de interés superior al 12% por lo tanto la inversión realizada producirá
como mínimo las ganancias esperadas para el período estudiado. A la vista de estos
resultados la inversión es aconsejable debido a dos motivos:
Se ha obtenido un valor positivo para el VAN.
se obtiene una TIR superior a la mínima exigida.
Cualquier empresa posee múltiples objetivos, pero el principal es maximizar el
beneficio a largo plazo. Para la inversión realizada y un período estudiado de 25 años
una rentabilidad de 15,36% es un valor que indica que invertir en el proyecto reporta
beneficios.
El año 13 es el año en el que se recupera la inversión realizada. A día 31 de
diciembre del año 13 la suma de los flujos de caja libre habrá superado el valor de la
inversión inicial. Por lo que el plazo de recuperación de la inversión es razonable
para este tipo de proyectos.
2.3.2. Resultados a partir del Cash Flow. Apalancamiento
En este apartado se calcularán el VAN y la TIR para el accionista. La empresa consta
de activos suficientes que respalden la obtención de un crédito así como estudios
sólidos sobre la viabilidad del proyecto por lo que se obtiene facilidad por parte de
un banco o de un consorcio de bancos para la obtención del crédito.
Se obtendrá un préstamo del 70% del valor de la inversión a realizar. Con esta
operación el valor invertido por los accionistas (capital propio) es del 30%,
28.500.000€ en lugar de 95.000.000€. La principal variación con lo expuesto en el
apartado 3.1, en los flujos de caja es la aparición el primer año del valor de
préstamos y en años sucesivos se restará el valor a pagar por los intereses del
préstamo. Esta operación se denomina apalancamiento y hace que la rentabilidad
en la inversión aumenta considerablemente.
Las condiciones del préstamo son:
Importe del préstamo: 66.500.000€ en el año 1;
Interés: 6%;
182
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Plazo de devolución: 10 años y cantidad constante;
Otras condiciones pactadas: devolución a partir del año 5;
Los valores obtenidos son los que se muestran en la Tabla 4.4
Tabla 4.4 VAN y TIR con apalancamiento
VAN
51.670.176,68 €
TIR
39,74%
Como se ha comentado anteriormente el valor
considerablemente lo que hace más atractiva la inversión.
de
la
TIR
aumenta
Se puede concluir como en el apartado 3.1, el valor presente de los flujos de caja
futuros del proyecto o VAN resulta ser mayor que cero por lo que se deduce que la
inversión dará flujos de caja positivos con una tasa de interés superior al 12% por lo
tanto la inversión realizada producirá como mínimo las ganancias esperadas para el
período estudiado. A la vista de estos resultados la inversión es aconsejable debido a
dos motivos:
Se ha obtenido un valor positivo para el VAN.
se obtiene una TIR superior a la mínima exigida.
El año 7 es el año en el que se recupera la inversión realizada. A día 31 de diciembre
del año 7 la suma de los flujos de caja habrá superado el valor de la inversión inicial.
Por lo que el plazo de recuperación de la inversión mejora con respecto al valor
obtenido en el apartado anterior.
2.4.
Análisis de sensibilidad
Un análisis de sensibilidad es una herramienta de toma de decisiones. Después de
haber estudiado el caso inicial expuesto en el apartado 3, se ha realizado un análisis
de sensibilidad de la inversión. Para este apartado se va a calcular la TIR del
accionista para diferentes hipótesis.
Estas hipótesis se expresan variando cinco parámetros obteniendo nuevos valores
de la TIR. Los valores se han variado en todas las combinaciones que permite el
modelo para analizar la influencia de la relación entre estos. Los valores han sido:
Intereses sobre la deuda;
Ingresos;
Gastos en Opex;
183
Variación de la prima;
Años de amortización de la inversión inicial.
184
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
185
Capítulo 5. Estrategia de consumo de Gas Natural
Dentro del ámbito del Real Decreto 661/2007 del 25 de mayo por el que se regula la
actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, y dentro del
Subgrupo b.1.2. las instalaciones que utilicen únicamente procesos térmicos para la
transformación de la energía solar, como energía primaria, en electricidad podrán
utilizar equipos que utilicen un combustible para el mantenimiento de la temperatura
del fluido trasmisor de calor para compensar la falta de irradiación solar que pueda
afectar a la entrega prevista de energía. La generación eléctrica a partir de dicho
combustible deberá ser inferior, en cómputo anual, al 12 por ciento de la producción
total de electricidad si la instalación vende su energía de acuerdo a la opción A del
artículo 24.1 del citado Real Decreto. Dicho porcentaje podrá llegar a ser el 15 por
ciento si la instalación vende su energía de acuerdo a la opción B del artículo 24.1 del
mismo.
Opción A: Ceder la electricidad al sistema a través de la red de transporte o
distribución, percibiendo por ella una tarifa regulada, única para todos los periodos de
programación, expresada en céntimos de euro por kilovatio-hora.
Opción B: Vender la electricidad en el mercado de producción de energía eléctrica. En
este caso, el precio de venta de la electricidad será el precio que resulte en el mercado
organizado o el precio libremente negociado por el titular o el representante de la
instalación, complementado, en su caso, por una prima en céntimos de euro por
kilovatio-hora.
Según el contrato EPC se deben cumplir unos valores garantizados de energía neta
vertida a red. En caso de no cumplirse estos valores se aplicarán unas penalizaciones.
Dichas penalizaciones vienen reflejadas en la Tabla 5.1.
Dentro de los límites del contrato EPC el contratista deberá operar la planta durante 3
años.
El estudio del consumo del gas natural y establecer una estrategia de uso del mismo
condicionará el resultado final de la explotación de la central. La optimización de este
recurso puede llevar a aumentar la producción considerablemente.
El uso del gas permite también adaptarse a los niveles de demanda impuestos por el
operador del sistema en caso de faltas transitorias de irradiación solar debidos a la
climatología así como a adelantar el arranque o retrasar la parada de la planta.
Tabla 5.1. Penalizaciones sobre producción garantizada.
1.
Procedimiento de operación sistema de HTF
Con el fin de conocer el sistema de HTF y poder proceder con corrección a su
mantenimiento se ha estudiado su procedimiento de operación.
El circuito de HTF comienza con las cuatro líneas que provienen del campo solar. El HTF
caliente circula por las mismas hasta el colector de aceite caliente, donde es conducido
a los trenes de generación de vapor.
Cada tren está compuesto por un precalentador, un evaporador y un sobrecalentador
instalados en serie, y un recalentador en paralelo. EL HTF caliente circula a través de
los intercambiadores de calor, permitiendo la generación de vapor en el lado
agua/vapor de los trenes de generación (sistema de generación de vapor).
Los trenes de generación de vapor están equipados de unas líneas de venteo que los
conectan con los tanques de expansión.
El HTF frío circula hasta el colector de aceite frío y después a los tanques de expansión,
los cuales dispone de líneas de drenajes y venteos hacia el sistema de ullage.
Desde los tanques de expansión, el aceite circula hacia las bombas de HTF donde es
bombeado hacia el campo solar a través de cuatro líneas.
En el caso de que el calentamiento producido por el campo solar no sea suficiente, las
calderas de HTF apoyarán al sistema para conseguir la temperatura deseada en el
aceite térmico.
También es posible hacer circular HTF por las tuberías del sistema para evitar el
congelamiento de las mismas durante periodos nocturnos o paradas prolongadas. En
este caso las bombas de HTF estarán paradas mientras la bomba auxiliar estará en
funcionamiento. Dependiendo de la temperatura necesaria para evitar la congelación,
el aceite circulará o no a través de las calderas de HTF. Los venteos, drenajes y válvulas
de seguridad de los tanques de expansión están conectados con el sistema de ullage.
1.1
Líneas de HTF desde el campo solar a los trenes de generación de vapor
1.1.1 Líneas desde el campo solar 20JB_10/20/30/40
Cada línea tiene una válvula de control de caudal así como un transmisor de caudal,
temperatura y presión.
Las cuatro líneas se conectan a la línea 20JB_55BR010, la cual conecta los campos con
el colector de HTF caliente. Esta línea tiene un venteo que conecta con la línea
20JC_20BR501 que lleva el aceite a los tanques de expansión. La válvula neumática
todo-nada 20JC_10AA100 abre para ventear el caudal hacia los tanques de expansión.
1.1.2 Línea 20JB_50BR030 a los trenes de generación de vapor
El HTF caliente circula desde el campo solar por la línea 20JB_50BR030 hacia los trenes
de generación de vapor. La válvula motorizada posicionable 20JB_50AA080 permite
variar el caudal de aceite que pasa directamente a los trenes o a través del tanque
buffer, dependiendo de la diferencia de temperatura del aceite en el tanque buffer
20JA_10CT001 y la del colector caliente 20JB_50CT001. También se tiene la medida de
temperatura a la entrada de los trenes de generación de vapor medida por el
transmisor 20JB_50CT002.
Después de la conexión del retorno del tanque buffer, la línea se divide en las dos
entradas (20JS_10/20BR010) de los trenes de generación de vapor.
1.1.3 Línea 20JB_60BR010 de by-pass a los trenes de generación de vapor
Por esta línea circula el HTF procedente del colector caliente hacia los tanques de
expansión. Es el by-pass de los trenes de generación de vapor. El caudal que circula por
la línea se controla por medio de la válvula de control 20JB_60AA090.
1.1.4 Tanque buffer 20JA_10BB010
Este tanque sirve como acumulador de calor para absorber los efectos negativos de un
corto periodo de tiempo de ausencia o reducción de radiación solar durante la
188
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
operación normal de la planta. También es utilizado para ayudar a homogeneizar la
temperatura del HTF procedente de los diferentes cuadrantes del campo.
La línea 20JA_10BR010 conecta el colector caliente con el tanque buffer para llenarlo
de aceite térmico durante el precalentamiento. La línea tiene una válvula motorizada
posicionable 20JA_10AA080 que abre dependiendo de la posición de la válvula
20JB_50AA080.
Para llenar el tanque de aceite caliente sin mandar aceite frío al GVS, existe una línea
20JA_10BR040 con válvula manual normalmente cerrada. Para proceder al
calentamiento habría que abrir dicha válvula y cerrar la manual 20JB_60AA020, y
regular el aceite frío con la válvula de control del bypass.
A la salida del tanque buffer se encuentra la línea 20JA_10BR030 por la que circula el
HTF, para retornar a la línea de conexión del colector caliente con los trenes de
generación 20JB_50BR030.
El tanque buffer posee un venteo en la parte superior, y transmisores e indicadores
locales de presión y temperatura. También lleva instalado una válvula de seguridad y
una válvula todo-nada para evitar sobrepresiones en el tanque. Ambas válvulas
conducen el HTF a los tanques de expansión por la línea 20JC_20BR501.
1.1.5 Colector de aceite caliente 20JB_50BR10.
El colector de aceite caliente tiene las siguientes líneas de entrada y salida:
Líneas de entrada al colector: Desde campo solar 20JB_55BR010.
Desde las bombas de HTF (by-pass campo solar) 20JF_80BR010.
Líneas de salida del colector:
A tanques de expansión 20JB_60BR010.
A tanque buffer y a trenes de generación de vapor 20JB_50BR030.
El colector lleva instalado transmisores de presión y temperatura.
1.2
Trenes de generación de vapor
1.2.1 Precalentadores, evaporadores, sobrecalentadores y recalentadores
La línea 20JB_50BR030 desde el colector de aceite caliente se divide en dos líneas
20JS_10/20BR010 una para cada tren de generación.
Al principio de cada línea hay una válvula motorizada 20JS_10/20AA080 que permite
que el caudal de HTF llegue a cada tren
189
Después de la válvula motorizada hay un ramal 20JS_10/20BR011 que permite la
inyección de aceite en los recalentadores.
El aceite calienta en contracorriente el agua introducida en el generador por las
bombas de agua de alimentación, y genera el vapor a las condiciones de presión y
temperatura exigidas por turbina. El caudal de HTF es controlado mediante las válvulas
20JS_10/20AA090 a la salida de los precalentadores.
En los recalentadores, el HTF aumenta la temperatura del vapor obtenido en la
extracción de alta de la turbina de vapor y del by-pass de la misma. El caudal de HTF
necesario depende de la temperatura de salida de vapor de los recalentadores y es
controlado por las válvulas 20JS_10/20AA091. Después de la válvula, la línea vuelve a
unirse con la principal 20JS_10/20BR040. A la salida de cada tren se dispone de una
válvula motorizada 20JS_10/20AA081.
Están disponibles en el SCD las medidas de temperatura a la entrada de los
sobrecalentadores, evaporadores y precalentadores, y a la salida de los
precalentadores y los recalentadores. También se dispone en el SCD de medida de
presión en los precalentadores, evaporadores y sobrecalentadores.
Los precalentadores y sobrecalentadores y sus líneas de interconexión con los
evaporadores, llevan instalados válvulas de seguridad para protegerlos en caso de
rotura de tubos.
Las válvulas de seguridad están conectadas con el tanque de recogida de PSV´s
20JA_20BB010, el cual sirve para almacenar la mezcla de vapor/HTF. El tanque dispone
de dos salidas, una hacia el gestor de residuos mediante la válvula todo-nada
20JA_20AA100, y otra a la atmosfera para mantener el tanque a una determinada
presión mediante la válvula de control 20JA_20AA090 y evitar el flasheo del HTF
líquido. Dispone de medida remota de presión, temperatura y nivel e indicador local
de nivel, así como de resistencia de caldeo para mantener el tanque a una
determinada temperatura.
1.2.2 Líneas de venteos
Los trenes de generación de vapor también disponen de líneas de venteos. Cada línea
de venteo dispone de una válvula todo-nada que permanece abierta durante el
arranque y se cierra automáticamente una vez alcanzado un determinado caudal de
aceite térmico.
Todas las líneas se conectan en la línea 20JC_45BR501 por la cual el HTF es llevado a
los tanques de expansión.
1.3
Tanques de expansión
1.3.1 Colector de aceite frío 20JE_ 60BR010
El colector de aceite frío tiene las siguientes líneas de entrada y salida:
190
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Líneas de entrada al colector:
Desde los trenes de generación de vapor 20JS_10BR040 y 20JS_20BR040
Desde el colector caliente 20JB_60BR010. By-pass del generador de vapor.
Líneas de salida del colector:
A tanques de expansión 20JE_10BR010, 20JE_20BR010 y 20JE_30BR010
1.3.2 Tanques de expansión 20JE_10/20/30BB010
La expansión térmica del HTF se realiza en tres tanques de expansión de igual
volumen, instalados en cascada y aguas abajo de los trenes de generación de vapor.
Los tanques de expansión recogen el aceite térmico proveniente de los trenes de
generación de vapor y de los venteos del generador de vapor, del tanque buffer y de
las calderas de HTF.
Los tanques de expansión son los puntos de llenado del circuito de HTF. Tienen
medidas en el SCD e indicaciones locales de presión, temperatura y nivel.
1.3.3 Líneas de entrada a los tanques de expansión
Las líneas 20JE_10BR010, 20JE_20BR010 y 20JE_30BR010 distribuyen el HTF
frío en los tres tanques de expansión.
La línea 20JE_25BR10 al tanque de expansión 20JE_30BB010 y la línea
20JE_26BR10 al tanque de expansión 20JE_10BB010 conectan los venteos de
HTF del tanque buffer, del generador de vapor y de las calderas de HTF con los
tanques de expansión.
Por las líneas 20JE_50BR010 y 20JE_50BR020 retorna el HTF desde el sistema
de ullage a los tanques de expansión 20JE_20BB010 y 20JE_10BB010
respectivamente.
Las líneas 00QJD30BR020, 00QJD30BR030 Y 00QJD30BR040 inyectan nitrógeno
en los tanques de expansión.
1.3.4 Líneas de salida de los tanques de expansión
191
Por las líneas 20JE_20BR020 y 20JE_30BR020 el HTF circula desde los tanques
de expansión 20JE_20BB010 y 20JE_30BB010 respectivamente, hacia las
bombas de HTF.
Las líneas 20JE_11BR010, 20JE_10BR020 y 20JE_21BR010 sirven de
interconexión entre los tres tanques de expansión.
Los venteos de los tanques de expansión son llevados hacia el sistema de ullage
mediante las líneas 20JC_70BR501, 20JC_70BR502 y 20JC_70BR503. Las tres
líneas se unen en la línea 20JC_70BR510. Por medio de la válvula de control de
presión 20JC_70AA090 se controla el caudal que es llevado al sistema de ullage.
Se dispone de otra válvula en paralelo 20JC_70AA091 para el caso de que la
primera falle. La medida de presión de la línea es enviada al SCD y utilizada para
controlar el lazo.
Antes de las válvulas de control se dispone de una válvula motorizada 20JC_70AA080
que abre y cierra automáticamente en función de la presión en la línea.
Las líneas 20JE_10BR202, 20JE_20BR202 y 20JE_30BR202 llevan al sistema de
ullage la salida de HTF de las válvulas de seguridad de cada uno de los tanques
de expansión.
1.4 Bombas de HTF
El HTF frío circula desde los tanques de expansión hasta el colector de aspiración de las
bombas de HTF 20JD_10BR010.
Se dispone de cinco bombas de HTF con variador de velocidad,
20JD_11/12/13/14/15AP010, las cuales aspiran desde el colector 20JD_10BR010, y
descargan en el colector de impulsión 20JD_25BR010.
Cada línea de aspiración 20JD11/12/13/14/15_BR010 dispone de un filtro con medida
local de presión a la entrada y a la salida, y medida remota de presión y temperatura
en la aspiración de la bomba. También dispone de medida local de presión en la
aspiración.
En la impulsión de cada bomba se dispone de medida de presión local y remota y de
válvula motorizada 20JD_11/12/13/14/15AA081.
Cada bomba dispone de una línea de precalentamiento por la cual circulará HTF
cuando la bomba esté parada.
También se dispone de una bomba auxiliar 20JF_10AP010 utilizada en los modos de
operación antifreezing y de circulación con la planta parada. La bomba dispone de
variador de velocidad para lograr un arranque suave. Tanto a la aspiración como a la
impulsión se dispone de la misma instrumentación que en las bombas principales, así
como de filtro en la aspiración.
192
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
En las líneas 20JD_17BR010/20/30 se dispone de un filtro 20JD_17AT001 para la
limpieza del aceite térmico. Por medio de una válvula de control 20JD_17AA090 y un
transmisor de presión, se controla el HTF que circula a través del filtro. El
funcionamiento del filtro se hará durante el modo de circulación para mantener limpio
el sistema de aceite térmico.
Los modos de funcionamiento de las bombas de HTF se describen Capítulo 2 Modo de
operación de la planta.
1.5
Líneas de HTF desde bombeo al campo solar
Las líneas por las que circula el HTF por los campos solares desde el colector de
impulsión 20JD_25BR010 son 20JD_55BR010, 20JD_30BR010, 20JD_50BR010 y
20JD_40BR010.
Cada línea cuenta con medida remota de caudal, presión y temperatura.
1.6
Caldera auxiliar de HTF
Desde el colector de impulsión de las bombas de HTF, el HTF circula por la línea
20JF_20BR010 hacia las calderas auxiliares 20JF_40/50/60AC010. La línea dispone de
medida remota de temperatura.
Las calderas de HTF dispondrán de un sistema de vaciado con nitrógeno a los tanques
de expansión o a depósito externo (opcional). También cuentan con un sistema de
alivio térmico en casos de sobrepresiones.
La línea 20JF_10BR025 es un by-pass a las tres calderas. Dispone de una válvula de
control de temperatura 20JF_10AA090 la cual dependiendo de la temperatura de
salida de las calderas 20JF_80CT001 permite el paso de mayor o menor caudal por el
by-pass. Esta línea también se utiliza como by-pass al campo solar en el caso que se
necesite inyectar HTF frío al colector caliente.
A la salida de las calderas se dispone de dos líneas:
20JF_90BR010 hacía el generador de vapor.
20JF_80BR010 hacía el colector caliente.
La primera línea dispone de una válvula motorizada 20JF_90AA080 y de medidas de
temperatura, presión y caudal en el SCD.
La segunda también cuenta con una válvula motorizada 20JF_80AA082 y la medida de
temperatura antes mencionada 20JF_80CT001. En esta línea conecta el by-pass de
calderas. También dispone de un ramal 20JF_80BR020 que mediante la válvula
motorizada 20JB_80AA081 permite poner en serie las calderas auxiliares con los
campos solares.
193
1.7
Suministro de nitrógeno a sistema HTF
En el sistema de HTF es necesario el suministro de nitrógeno en los tanques de
expansión, en las calderas de HTF y en el tanque de recogida de PSVs. El nitrógeno es
suministrado por una unidad paquete que garantiza una presión de nitrógeno en la
línea 00QJD10BR010. Por medido de la válvula motorizada 00QJD10AA080 se
suministra o no nitrógeno a la planta. Esta válvula abre y cierra automáticamente en
función de la presión en los tanques de expansión.
El suministro de nitrógeno a los tanques de expansión se realiza por la línea
00QJD30BR010. Se realiza un control de presión por medio de la válvula
00QJD30AA091 para evitar el vacío en los tanques de expansión. La válvula auto
regulada 00QJD30AA090 en el by-pass de la válvula de control asegura en caso de fallo
el suministro de nitrógeno a los tanques.
También se dispone de la línea 00QJD50BR010 para suministrar nitrógeno a las
calderas de HTF.
En el caso del tanque de recogida de válvulas de seguridad del generador de vapor, el
nitrógeno se utiliza para evacuar el HTF hacia el gestor de residuos introduciendo el
gas en el interior por medio de una válvula manual. La línea que suministra nitrógeno
al tanque es la 00QJD60BR010.
1.8
Futura ampliación de sales
El sistema de HTF tiene una serie de elementos disponibles para hacer posible la
ampliación del circuito de sales en la planta. Además de sobredimensionar las líneas
necesarias para la posible futura ampliación, se han instalado una serie de válvulas
para instalar los elementos necesarios.
Campo Solar:
o 20JD_25AA002 Válvula para circulación de aceite por el campo solar.
o 20JB_55AA001 Válvula para circulación de aceite por el campo solar.
Buffer Tank:
o 20JB_50AA003 Válvula espera para el futuro campo solar.
o 20JB_50AA004 Válvula espera De/A sales. Por esta conexión se recibirá
aceite caliente para producción de vapor en los equipos del generador
de vapor; además se conducirá aceite a sales para almacenamiento de
la energía.
194
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
o 20JC_10AA502 Válvula espera para venteos en puntos altos en líneas de
la futura ampliación de sales.
Tanques de expansión:
o 20JE_60AA001 Válvula espera de sales. En esta conexión se recibirá el
aceite frío que proviene de las sales.
o 20JE_60AA002 Válvula espera para futuro tanque de expansión.
o 20JE_10AA003 Válvula espera vasos comunicantes de los tanques de
expansión.
o 20JE_21AA002 Válvula espera para bypass tanques de expansión
20JE_10BB010 y 20JE_20-BB020.
o 20JC_70AA505 Válvula espera para venteos futuro tanque de
expansión.
o 20JE_80AA001 Válvula espera para la descarga de la válvula de
seguridad del futuro tanque de expansión.
o 20JC_50AA406 Válvula espera para los drenajes del futuro tanque de
expansión.
Sistema de Bombeo:
o 20JD_10AA001 Válvula espera conexión futuro grupo de bombeo de
aceite.
o 20JD_25AA001 Válvula espera para bombeo de aceite al sistema de
sales.
Calderas de aceite térmico:
o 20JF_30AA001 Válvula espera del futuro bombeo con las calderas de
aceite térmico.
o 20JF_70AA001 Válvula espera de las calderas de aceite térmico con el
futuro
o campo solar.
o 20JF_30AA080 Válvula de corte para independizar circuitos de aceite
térmico.
195
o 20JF_70AA080 Válvula de corte para independizar circuitos de aceite
térmico.
Sistema de refrigeración
o 31PGB30AA003 Válvula espera para la refrigeración del futuro bombeo.
o 31PGB30AA004 Válvula espera para la refrigeración del futuro bombeo.
Sistema de protección contra incendios.
o 2 válvulas de espera para futura ampliación del anillo de PCI al sistema
de sales.
En el Capítulo 5 se estudiará la viabilidad económica para la ampliación de un sistema
de almacenamiento de energía con un sistema de sales fundidas.
2.
Calderas de HTF
2.1
Bases de diseño
Las calderas de aceite térmico serán idénticas y tendrán una potencia neta total de
45MWt. (potencia unitaria neta de 15MWt) y un rendimiento térmico mínimo del 90%.
Se situarán en el exterior y proporcionarán protección frente al congelamiento del
fluido caloportador durante el periodo de tiempo en el que la energía solar no está
disponible. Adicionalmente servirán de apoyo a la producción de energía junto con la
energía obtenida de la radiación solar.
Todos los equipos y sus componentes auxiliares serán diseñados y fabricados para una
vida de diseño de 25 años.
Las calderas estarán equipadas con un precalentador de aire a la salida de los gases de
combustión para incrementar la eficiencia en el modo de operación a alta
temperatura.
La cámara de combustión de cada caldera será diseñada para:
Obtener la combustión completa del combustible con una cantidad razonable
de exceso de aire;
Contener la llama y evitar impactos en las tuberías;
Separación de la zona de radiación de la de convección;
Distribuir el flujo de calor radiante, no siendo superior a 60kW/m2 para evitar
degradaciones en el aceite térmico.
196
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Refrigerar suficientemente los gases de combustión para proteger la sección de
convección.
La sección de convección se diseñará para transferir el máximo calor posible de los
gases de combustión provenientes de la sección de radiación.
Los quemadores podrán ser montados tanto en el fondo como en las paredes de la
cámara de combustión. Cada quemador dispondrá de la correspondiente llama piloto.
Se instalarán detectores de llama en cada quemador (piloto o principal) para confirmar
si los quemadores están encendidos. Si ningún quemador principal o piloto está
encendido, la cámara de combustión será purgada con aire para retirar cualquier gas
inflamable antes de proceder al encendido de los quemadores.
Las calderas irán provistas cada una de una válvula de seguridad para protección frente
a sobrepresiones debidas a fallos en el sistema de control, incendio u otros sucesos
accidentales. Las calderas estarán equipadas con quemadores de bajo NOx.
La carcasa de la cámara de combustión será de chapas de aluminio con aislamiento
interno, que puede ser de ladrillo refractario o similar. Con el objetivo de minimizar el
tiempo de arranque, es preferible el máximo refractario posible de fibras cerámicas. El
aislamiento protegerá la carcasa de la cámara de combustión y deberá reducir las
pérdidas de calor por debajo del 2% del calor emitido.
Es necesario que las calderas de aceite térmico sean capaces de arrancar lo más rápido
posible. El ofertante debe especificar el tiempo mínimo para llevar a plena carga cada
caldera.
Todos los elementos de la caldera serán accesibles mediante plataformas y/o bocas de
hombre / Inspección.
La formación de atmósferas explosivas, en las calderas, será prevenida. Se cumplirá
con la normativa ATEX EN 60079.
2.2
Modos de operación
Cada una de las tres calderas será capaz de operar en dos modos básicos, que son:
Modo 1: Baja Temperatura
Modo 2: Alta Temperatura
Ambos modos de operación tendrán un funcionamiento discontinuo, podrán arrancar
o parar varias veces a lo largo del día.
2.2.1 Modo 1 Operación a Baja Temperatura
197
Este modo de operación asegurará la protección frente a congelación del aceite, que
se mantendrá en circulación de forma permanente. En el modo de protección contra el
congelamiento sólo serán necesarios 10MWt.
En este modo de operación, la temperatura de entrada del fluido caloportador será de
65ºC; y la temperatura de salida de 105ºC. Una de las 3 calderas se pondrá en servicio
una vez que la temperatura del fluido caiga por debajo de la temperatura de alarma
establecida, empleándose la bomba de fluido térmico de la caldera (a suministrar por
otros) para hacer circular el fluido a lo largo del sistema. El flujo de fluido caloportador
oscilará entre 66 y 145 kg/s.
Si el caudal máximo que puede circular por una caldera fuera inferior a 145 kg/s, el
sistema procederá como sigue:
Se by-passeará el caudal diferencial entre 145 kg/s y el nominal de la caldera
(66 kg/s).
La caldera en servicio aportará la potencia necesaria para que la mezcla
resultante entre el aceite by-passeado y el que sale de la caldera sea igual a
105ºC.
El control de esta temperatura lo realizará una sonda situada en el colector
general de salida de las calderas. Esta sonda actuará sobre el programa de
mando de las calderas.
El control será por cuenta del suministrador de las calderas.
La sonda a instalar en el colector de salida queda excluida del suministro.
2.2.2 Modo 2 Operación a Alta Temperatura
Durante los periodos de irradiación solar baja, la Caldera se usará para elevar la
producción de energía eléctrica, y operará en el Modo de Alta Temperatura. En este
modo de operación, la temperatura de entrada del fluido será de 302ºC; y la de salida
de 393ºC. El flujo de fluido caloportador oscilará entre el mínimo técnico de caldera (a
proporcionar por el suministrador) y el nominal de caldera (66 kg/s).
La potencia que aportará la caldera será directamente proporcional al caudal másico
circulante con el límite inferior indicado.
2.3
Descripción del sistema
El sistema de calentamiento auxiliar está compuesto principalmente de los elementos
de intercambio de calor y sus elementos secundarios.
Los elementos de intercambio de calor son el cuerpo de serpentines o caldera
principal, batería de tubos o precalentador de HTF y economizador o precalentador de
aire de combustión. La caldera de serpentines está formada por cuatro serpentines,
198
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
que se desarrollan en bloque. Este bloque forma dos cuerpos concéntricos, uno dentro
del otro. Al de menor diámetro se le denomina serpentín interior y al de mayor
diámetro serpentín exterior. El conjunto está dentro de un recipiente formado por la
base donde se acopla el quemador de combustión. Se elige este lugar por ser donde
mejor y más homogénea es la llama.
Además cuenta con una tapa superior construida al igual que la base por una
estructura metálica. Tanto la base como la tapa están cubiertas por una capa de fibra
cerámica (block), capaz de soportar las altas temperaturas que se van a dar en el
interior y a la vez actuar de aislante para reducir las pérdidas de calor con el exterior,
En la tapa se sitúa el cierre mecánico que impide que los gases procedentes del hogar
pasen al tercer paso de humos. La tapa y la base se unen por una virola de chapa de
acero altamente resistente al calor. El conjunto constituye el recipiente de contención
de los serpentines. Esta virola está exteriormente aislada por una capa de lana de roca
mineral aislante, para evitar las pérdidas de calor con el exterior, y protegida mediante
chapa de aluminio o chapa galvanizada perfilada, para mayor resistencia a las
inclemencias atmosféricas e impactos.
Cada serpentín está construido con tubo normalizado según norma DIN europea. Los
materiales se eligen según el código de cálculo del cuerpo a presión, AD-Merkblatte2000. La cantidad y sección se determinan en función del caudal, de tal modo que la
velocidad máxima no supere los 3 m/s de valor medio.
Los serpentines se construyen con estos tubos dispuestos en paralelo y arrollados uno
junto al otro para formar un cilindro o tubo de paredes húmedas por donde circula el
fluido. Los pasos de gases se establecen como sigue; el interior del serpentín interior
forma el hogar donde se genera la llama de combustión, los gases resultantes del
proceso de combustión una vez circula por este primer paso pasan al segundo formado
por la generatriz exterior del serpentín interior y la generatriz interior del serpentín
exterior, para pasar al final de éste al tercer paso formado por la generatriz exterior
del serpentín exterior y el interior de la virola de cierre, llegando al final por donde
salen al exterior de este módulo para pasar al recuperador humos/ aceite en baja
temperatura.
La batería de aceite en baja temperatura está formada por una matriz de tubos de “n x
m” con longitud “l” por cuyo interior circula el aceite y mientras que por el exterior
circulan los gases. Para una mayor eficiencia, estos tubos están aleteados mediante
fleje metálico en anillos anulares distanciados 8 mm entre ellos, esta batería está
dentro de un túnel de paso de gases aislado exteriormente con placa de lana de roca
mineral para evitar pérdidas con el exterior y cerrado con chapa de protección.
El economizador es de tubo liso, el tubo está galvanizado para quedar protegido de los
posibles efectos de la condensación de gases. Por el interior circulan los gases y por el
exterior el aire en flujo cruzado. Finalmente los gases son evacuados a través de la
chimenea y el HTF conducido a los consumos de calor de la planta.
199
Tabla 5.2. Datos de diseño Calderas HTF
2.4
Control del sistema.
Se dispondrá de una señal de disponibilidad caldera nº1, nº2 y nº3, es decir, se
comprobará que cumple toda la cadena de seguridades para poder comenzar el
proceso, asimismo también se comprueba el caudal mínimo (bombas de HTF ya en
funcionamiento).
Acto seguido, se da Permiso Arranque Calderas a la caldera en cuestión.
Es ahora cuando seda la consiguiente orden de Marcha caldera nº1, nº2 y nº3
correspondiente. Seguidamente, se comprueba una vez más el caudal HTF suficiente
para arrancar con los cuantómetros correspondientes.
Si hay suficiente caudal, se recibe una señal de confirmación de Caldera nº1, nº2 y nº3
en marcha.
Se asigna el Set Point de temperatura de salida de aceite a través de la señal cableada
Consigna temperatura salida aceite, para las tres calderas de HTF.
Ajustando el Caudal entrada caldera nº1, nº2 y nº3 mediante las válvulas de control y
ajustando el escalón de potencia con el quemador, en 20 escalones, según demanda
de temperatura. En la Tabla 5.3. se muestra la relación escalón-potencia:
Tabla 5.3. Escalones de operación Calderas HTF
La caldera genera el máximo calor posible hasta alcanzar el Set Point de temperatura
de trabajo de aceite y lo mantiene modulando entre 1 y 20 escalones a partir de un
mínimo de 3,3 MW netos. Por encima de este consumo, el quemador se para por
exceso de temperatura de salida de aceite HFT de la caldera y no se reinicia hasta que
la temperatura de salida de aceite HFT no baje de 5ºC de la temperatura de Set Point.
Si el caudal de aceite es mayor de 293 m3/h el quemador ofrecerá el 100% de su
potencia (300ºC). Si el caudal es menor, la potencia se restringirá de forma
proporcional. El caudal mínimo de aceite será de 90m3/h.
Los presostatos de seguridad de aceite que se encuentran en la línea de entrada aceite
a cada una de las calderas nº1, nº2 y nº3, protegen la caldera de sobrepresiones que
se puedan producir durante su funcionamiento. El quemador se para cuándo
sobrepasa el Set Point de Seguridad presión máxima de aceite.
El ventilador de combustión de las calderas nº1, nº2 y nº3, se encarga de aportar la
cantidad de aire necesario al quemador para que haya una buena combustión.
Las válvulas de 3 vías de gases de las calderas nº1, nº2 y nº3 accionadas por los
servomotores, son las encargadas de enviar el aire de combustión a través del
economizador al quemador o bypasearlo directamente al quemador. Cuando la
temperatura de los gases en la chimenea está por encima de 150ºC (antifreezing), la
válvula de 3 vías dirigirá el aire de combustión directamente al quemador y así
evitaremos que se produzca una condensación de agua en el interior del economizador
y chimenea.
Los presostatos de seguridad para las calderas nº1, nº2 y nº3, se encuentran en el
conducto de aire de combustión al quemador y aseguran que haya una presión mínima
de aire de combustión en la entrada del quemador.
Las sondas de temperatura de aceite, hacen una lectura de la temperatura que se
tienen en la salida de aceite de la caldera para las calderas nº1, nº2 y nº3.
Estas sondas también se conocen como sondas temperatura de trabajo aceite.
Dependiendo del valor de consigna que tengamos seleccionado en el regulador
temperatura de trabajo aceite hará que se ponga en funcionamiento o pare el
quemador de gas.
Las sondas de temperatura de aceite situadas en cada uno de los serpentines de la
salida de la caldera actúan como sondas de seguridad temperatura máxima de aceite
en los serpentines y a su vez monitorizan la diferencia de temperatura entre
serpentines y paran el quemador en caso de ser necesario.
Para la caldera nº1: serpentín nº1, serpentín nº2, serpentín nº3 serpentín nº4. Para la
caldera nº2: serpentín nº1, serpentín nº2, serpentín nº3, serpentín nº4. Para la caldera
nº3: serpentín nº1, serpentín nº2, serpentín nº3, serpentín nº4.
Cuatro sondas de temperatura SKIN POINT colocadas en el interior de la caldera
monitorizan la temperatura que hay en el exterior de las paredes del serpentín y dan
una alarma. Esta medida se usa para controlar la temperatura de película del aceite
HFT para las calderas nº1, nº2 y nº3.
2.5
Protección y seguridad
Para poder arrancar los quemadores, caldera nº1, caldera nº2, caldera nº3, es
necesario que se cumplan una serie de condiciones particulares de seguridades de las
calderas y de los quemadores.
A continuación se describen todas las seguridades que se deben de cumplir para que
se active la señal de disponibilidad del sistema control calderas.
2.5.1 Seguridad por temperatura de aceite
En la salida de aceite de cada uno de los cuatro serpentines de la caldera tenemos una
sonda de temperatura tipo PT-100 que toma la temperatura de cada uno de los
serpentines, para la caldera nº1, para la caldera nº2, para la caldera nº3. Estas sondas
actúan como elementos de seguridad por temperatura máxima de aceite.
En el caso de que la temperatura del aceite alcanzase el valor de alarma,
automáticamente pararía el quemador y accionaría la alarma de avisos nivel 1 e
indicaría la anomalía.
2.5.2 Seguridad temperatura diferencial de aceite
Las sondas que tenemos colocadas en los serpentines también toman la temperatura a
la salida de cada serpentín.
202
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
La temperatura diferencial compara cada temperatura con cada una de las otras tres,
si el diferencial entre cada una de ellas es superior al diferencial establecido en el
sistema dará una alarma.
En el caso de que la temperatura diferencial del aceite alcanzase a la temperatura
prefijada, automáticamente pararía el quemador y accionaría la alarma de avisos nivel
1 e indicará la anomalía.
2.5.3 Seguridad presión máxima de aceite
En la tubería de entrada de aceite a la batería se encuentra dos presostatos digitales
de seguridad de aceite y un transmisor de presión analógico.
Controlan que la presión en la caldera no exceda del valor de alarma prefijado en los
mismos presostatos digitales.
En el caso de que la presión del aceite alcanzase a la presión prefijada en los
presostatos, automáticamente pararía el quemador y accionaría la alarma de avisos
nivel 1 e indicará la anomalía.
2.5.4 Seguridad caudal mínimo de aceite
Los medidores de caudal de aceite evalúan el caudal de paso que hay en la entrada de
cada una de las calderas. Ese caudal es verificado por el medidor de caudal redundante
y a continuación da la orden de marcha.
En el caso de que la circulación del aceite esté por debajo del caudal mínimo que
tenemos prefijado en el regulador de circulación de la pantalla, automáticamente
pararía el quemador y accionaría la alarma de avisos nivel 1 e indicará la anomalía. El
caudal mínimo será 90m3/h del caudal nominal.
2.5.5 Seguridad temperatura de película
En el interior de la caldera se encuentran cuatro sondas de temperatura tipo PT-100,
dos en la parte y dos en la parte baja para control interno de temperatura de la
caldera.
En el caso de que la temperatura alcance la temperatura prefijada en los termostatos
de seguridad de los skinpoint automáticamente pararía el quemador y accionaría la
alarma de avisos nivel 1 e indicará la anomalía.
2.5.6 Seguridad temperatura gases exterior
En la salida de gases de chimenea al exterior se encuentra una sonda de temperatura
tipo PT-100 que toma la temperatura de gases exterior, para la caldera nº1, para la
caldera nº2, para la caldera nº3. El valor de alarma de esta temperatura está prefijado.
203
En el caso de que la temperatura de los gases alcance la temperatura prefijada en el
termostato, automáticamente pararía el quemador y accionaría la alarma de avisos
nivel 1 e indicará la anomalía.
2.5.7 Seguridades temperatura motor ventilador de combustión del quemador
En el interior del motor de combustión se encuentran 8 sondas de temperatura PT100, para la caldera nº1, para la caldera nº2, para la caldera nº3.
Seis sondas toman la temperatura en cada uno de los bobinados, y dos más, en los
rodamientos del motor. Actúan como elementos de seguridad por temperatura
máxima.
En el caso de que la temperatura del bobinado o rodamiento del motor alcance el
valor que esta prefijado, accionaría una alarma de avisos nivel 2 e indicará la anomalía.
2.5.8 Presión mínima de gas
Un presostato colocado en la línea de gas, detecta si la presión del gas está baja, para
la caldera nº1 para la caldera nº2, para la caldera nº3 .En el caso de que baje la presión
del gas, el presostato mandará una señal de alarma a la cadena de seguridades del
quemador y lo apagará (bloqueando el quemador) y accionará la alarma de avisos nivel
1 e indicará la anomalía. Para volver a arrancar el quemador se tendrá que pulsar el
rearme de seguridades.
2.5.9 Presión máxima de gas
Un presostato colocado en la línea de gas, detecta si hay una subida de presión. En el
caso de una sobrepresión de gas en la línea, éste presostato mandará una señal de
alarma a la cadena de seguridades del quemador y lo bloqueará, accionando la alarma
de avisos nivel e indicará la anomalía. Para volver a arrancar el quemador se tendrá
que pulsar el rearme de seguridades.
2.5.10 Presostato control estanqueidad
El presostato controla la estanqueidad de gas de las electroválvulas del quemador,
para caldera nº1, para la caldera nº2, para la caldera nº3.
En el caso de un fallo de estanqueidad de gas, éste presostato mandará una señal de
alarma a la cadena de seguridades del quemador y lo apagará (bloqueando el
quemador) y accionaría la alarma de avisos nivel 1 e indicará la anomalía. Para volver a
arrancar el quemador se tendrá que pulsar el mismo rearme de seguridades.
2.5.11 Presostato de mínima presión de aire de combustión
El presostato detecta la falta de presión de aire en el quemador, para la caldera nº1,
para la caldera nº2, para la caldera nº3.
204
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
En el caso de que no detecte aire de combustión, éste presostato mandará una señal
de alarma a la cadena de seguridades del quemador y lo apagará (bloqueando el
quemador) y accionaría la alarma de avisos nivel 1 e indicará la anomalía. Para volver a
arrancar el quemador se tendrá que pulsar el rearme de seguridades.
2.5.12 Fallo fotocélula llama
Las fotocélulas controlan la llama del quemador cuando está en funcionamiento, para
la caldera nº1, para la caldera nº2, para la caldera nº3.
En el caso de que no detecte llama cuando el quemador está funcionando,
automáticamente mandará una señal de alarma a la cadena de seguridades del
quemador y lo apagará (bloqueando el quemador) y accionaría la alarma de avisos
nivel 1 e indicará la anomalía. Para volver a arrancar el quemador se tendrá que pulsar
el rearme de seguridades.
2.5.13 Fallo transmisión de O2
Las sondas de O2 corrige las proporciones de oxigeno que tenemos en la combustión
del quemador, para la caldera nº1, para la caldera nº2, para la caldera nº3.
El programador del quemador, actúa directamente sobre el servomotor que hay en la
entrada gases de combustión del quemador para darle más o menos oxígeno a la
llama.
En el caso de que no se pueda corregir las proporciones de oxigeno o bien porque esta
estropeada la sonda de O2 o porque el servomotor que hay en la entrada de gases al
quemador esté averiado, el programador provocará una alarma a la cadena de
seguridades del quemador pero no lo apagará (no bloquea quemador) y accionará la
alarma de avisos nivel 1 e indicará la anomalía.
2.6
Operación
Cuando se reúnan todas las condiciones de seguridad citadas anteriormente y se
compruebe el caudal mínimo, con las bombas de HTF ya funcionando, se enviará una
señal al DCS que indica que la caldera está en condiciones de arrancar, a través de la
señal digital cableada de Disponibilidad caldera nº1, nº2 y nº3.
A continuación, tendremos que recibir del DCS una señal digital de Permiso de
arranque calderas. Se comprueba de nuevo el caudal de entrada. Cuando reciba la
señal de Marcha caldera nº1, nº2 y nº3, el quemador procederá al arranque.
Se genera el estado de que el sistema está en funcionamiento a través de una señal
digital cableada de Caldera nº1, nº2 y nº3 en marcha, éste valor se pondrá a cero,
cuando la caldera este parada y se mantendrá a 1 también en el caso de Stand-by. El
estado de Caldera en marcha, desaparece cuando recibamos un “0” desde DCS, a
través, de la señal digital cableada Marcha caldera nº1, nº2 y nº3, o bien cuando se
produce una alarma que detenga el proceso de calentamiento de la caldera,
205
produciendo la activación de la señal digital cableada de Disparo caldera nº1, nº2 y
nº3.
Dependiendo del valor de la temperatura de salida HTF, se define el estado de “Standby” como el punto de temperatura que está por encima del valor que tenemos
seleccionado en el regulador de temperatura HTF en la pantalla de consignas de la
pantalla local.
La caldera está proporcionando la temperatura necesaria y el quemador está a la
espera de volver a arrancar. Este estado desaparecerá cuando la temperatura de salida
HTF esté por debajo de la temperatura que tenemos en el regulador. Para saber que el
quemador está en posición de Stand-by, una señalización que se encuentra en la
pantalla del quemador con la descripción Stand-by, cambiará de color rojo a color
verde. La temperatura del aceite se regula a través de un PID que controla la potencia
del quemador ajustando esta sin picos.
Cada una de las tres calderas dispone de un quemador que se pondrá en
funcionamiento cuando lo demande el sistema de control. Estos quemadores están
controlados por unos programadores que se encuentran en los armarios de los
quemadores y su función principal es controlar la válvulas de combustible de gas, el
control de los servomotores de gas y aire, el control de la llama y los procesos de
arranque (barrido, encendido, chequeo etc.).
El quemador siempre arranca con una potencia de encendido de un 5% durante 10
segundos luego pasa a la potencia mínima de trabajo de 20% y se mantiene según la
demanda del PID. La velocidad del ventilador se regula con un mínimo de 23Hz a un
máximo de 50Hz.
El quemador envía las señales de quemador encendido, potencia, y bloqueo más las
señales de intercambio del PID. En el programador local se indican todas las anomalías
y alarmas del quemador.
El quemador cuando tiene alguna anomalía o alarma se apagará (bloqueando el
quemador) siendo necesario rearmarlo desde la pantalla táctil de armario de las
calderas.
En el armario de las calderas se controlan los siguientes parámetros; Seguridades,
caudal de aceite, lazos de control de temperatura aceite HTF y potencia de quemador.
Los tiempos de arranque en diferentes modos siempre son los mismos que son el
tiempo de encendido del quemador aproximadamente 4-6 minutos.
El quemador estará al mínimo si forzamos su posición manualmente o cuando alcanza
el valor que tenemos seleccionado en el regulador de temperatura de aceite HTF.
El quemador tarda en llegar al 100% de su potencia cuando esta encendido
aproximadamente 1 minuto.
206
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
El arranque en frio y el arranque normal son iguales porque solo ponemos en marcha
el quemador.
La parada normal y la parada prolongada son iguales porque sólo paramos el
quemador.
Una vez parado el quemador, se dejará de enviar al DCS la señal de Caldera nº1, nº2 y
nº3 en marcha para las calderas 1, 2 y 3 respectivamente, a partir de ese momento el
DCS deberá mantener las bombas en marcha durante, al menos, 4 minutos a fin de no
sobrecalentar el sistema de calentamiento de HTF.
Cuando se produce una parada de emergencia obligatoriamente hay que rearmar
localmente la incidencia.
Estos son los procedimientos de arranque del Quemador respectivamente, para
proceder a su encendido:
1º Se pondrá en funcionamiento el Motor del Ventilador de Combustión de la
caldera a su máxima velocidad para hacer un barrido de los gases que se
encuentran en el interior de la cámara de combustión, este barrido también lo
hará el quemador automáticamente en la parada. El servomotor que hay en la
entrada gases quemador se abrirá al 100%.
El precalentador solo se bypasea cuando la temperatura de salida de gases al
exterior es menor de 150ºC.
2º El programador hace un chequeo de la estanqueidad de las electroválvulas
de gas. Comprueba que las electroválvulas de gas del quemador no tienen
fugas internas con el presostato de estanqueidad.
3º Una vez finalizado el barrido y comprobado el chequeo de gas en la línea, el
programador mandará al servomotor del quemador que cierre hasta la posición
de encendido de dicho servomotor y bajará la velocidad del variador de
combustión.
4º Entra en funcionamiento el transformador para crear el arco de encendido.
El transformador aumenta el voltaje a 5000 V y con un electrodo crea un arco
con la parte metálica del quemador en la zona de encendido.
5º Actúa la electroválvula de la llama piloto, la llama piloto sirve para efectuar
el encendido suave del quemador y asegurar que este, entra en
207
funcionamiento hasta que la electroválvula principal se activa y transcurridos
unos segundos se desconecta.
6º La fotocélula detecta la llama piloto y da paso a las electroválvulas
principales de gas, anteriormente descritas.
7º Los servomotores de regulación de gas y regulación de aire de combustión
se posicionan según la demanda de potencia y de oxigeno requerido.
8º El transformador de encendido y la electroválvula de llama piloto se
desconectan.
En el momento que el quemador esté en la posición “MARCHA”, se inicia un contador
de 120 minutos de tiempo de seguridad de vigilancia de la caldera. Cuando falten 5
minutos para que concluya el contador, se producirá un aviso de SEGURIDAD
VIGILANCIA 2 HORAS y sonará la alarma. El operario tendrá 5 minutos para rearmar
dicha seguridad pulsando en el rearme de seguridades.
Si durante esos cinco minutos, no se ha rearmado la seguridad de vigilancia,
automáticamente se detendrá el quemador.
Si se produce un fallo en alguna de las seguridades de alarma de aviso de nivel 1,
automáticamente parará el quemador y será necesario que el operador pulse sobre el
rearme de seguridades para volver a tener las condiciones de marcha del quemador.
3.
La planta de GNL
3.1
Diseño
La instalación de la Planta Satélite de GNL se justifica por la necesidad de aprovisionar
con gas natural un grupo de 3 calderas con las que se precalentará el fluido térmico
(HTF) de la Central. Asimismo, se consumirá gas natural en una caldera para
producción de vapor de sellos.
Existirá un consumo máximo que corresponderá con la operación simultánea de las 3
calderas de HTF, junto con la caldera de vapor de sellos. Por otra parte, el consumo
mínimo corresponderá con la operación de la caldera de vapor de sellos únicamente.
Se considerará para el diseño el caso de funcionamiento simultáneo de las 3 calderas
de HTF y la caldera de vapor de sellos, y el caso de funcionamiento único de la caldera
de vapor de sellos, ambos con paradas diarias, por lo que se deben considerar
periodos diarios en que no exista consumo de gas natural.
A pesar de existir periodos en que no existirá consumo, el suministro y la
disponibilidad de gas natural se considerará crítico.
El sistema será diseñado para cumplir con los siguientes requerimientos:
208
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Se debe disponer de la instalación adecuada para la descarga de GNL desde
cisternas, mediante diferencia de presiones.
Se debe disponer de sistema de almacenamiento de GNL mediante tanques de
almacenamiento criogénicos.
Se debe poder vaporizar el GNL mediante un sistema de regasificación atmosférico. El
sistema será redundante y se podrá alternar automáticamente la línea principal y la de
reserva en caso de disminución de la eficiencia de los regasificadores.
Se debe poder obtener el gas natural a la temperatura requerida en la salida,
mediante el uso de un recalentador y sistema de interrupción por mínima
temperatura.
Se debe odorizar el gas natural para poder detectar posibles fugas mediante el
olfato.
Se debe poder regular la presión del gas natural de modo que en el punto de
suministro sea de 3barg.
Se debe poder obtener medida de caudal de gas natural en el punto de
suministro.
El funcionamiento de la Planta debe ser autónomo.
Todos los equipos y sus componentes auxiliares serán diseñados y fabricados para una
vida de 25 años y 20.000 ciclos.
3.2
Requisitos de Operación
Los parámetros para el dimensionamiento de la Planta Satélite de GNL serán:
Capacidad de almacenamiento (GNL): 250 m3
Caudal de operación máximo (Gas Natural): 5500 Nm3/h
Caudal de operación mínimo (Gas Natural): 55 Nm3/h
Presión media de salida (Gas Natural): 3 barg
Temperatura media de salida (Gas Natural): 20 ºC
Se consideran condiciones normales 1 bar y 0ºC.
209
4.
Estrategia de consumo
4.1
Datos de partida
Como marco al presente estudio se han establecido cuatro escenarios tipo. Se
estudiarán los valores de producción para cada uno de estos escenarios. Dependen
principalmente de los niveles de radiación solar incidente y de las horas de sol que se
establecen en los años tipo. Estos escenarios son:
Invierno.
Primavera.
Verano.
Otoño.
Se han considerado como datos de partida los valores de radiación solar directa en
cada uno de los emplazamientos. Para cada uno de los escenarios se han tomado
valores de 7h a 20h. Se mostrarán los datos utilizados para el emplazamiento de
Villena.
Tabla 5.4. Radiación solar incidente
Con los datos de radiación solar directa y la superficie efectiva de espejos en ambas
plantas conocida se conoce la capacidad de ambos campos solares de captación de
radiación. A este valor hay que aplicar un coeficiente de reducción debido a la
eficiencia de los espejos reflectores y de los tubos absorbedores. En conjunto este
factor se considera de 0.3.
210
Figura 5.1 Parámetros ópticos de un CCP.
Figura 5.2 Pérdidas en un tubo absorbedor.
Con estos datos se obtienen los valores de energía en forma de calor transmitida por el
campo solar al bloque de potencia.
Tabla 5.5. Energía térmica aportada por el campo solar
Hora
7h
8h
9h
10h
11h
12h
13h
14h
15h
16h
17h
18h
19h
20h
TOTAL
Thermal Energy Delivery to ST without NG (kWh/day)
Invierno
Primavera
Verano
0,00
0,00
25.553,99
0,00
0,00
38.330,98
4.932,67
37.609,56
51.107,97
24.663,34
62.682,60
102.215,95
59.192,02
150.438,25
153.323,92
133.182,04
213.120,86
166.100,91
123.316,70
263.266,94
178.877,90
83.855,36
188.047,81
127.769,93
34.528,68
125.365,21
127.769,93
24.663,34
100.292,17
102.215,95
4.932,67
62.682,60
76.661,96
0,00
25.073,04
63.884,97
0,00
25.073,04
51.107,97
0,00
0,00
12.776,99
493.266,82
1.253.652,10
1.277.699,32
Otoño
0,00
0,00
11.142,45
18.570,76
44.569,82
63.140,57
77.997,18
55.712,27
37.141,51
29.713,21
18.570,76
7.428,30
7.428,30
0,00
371.415,13
Esta energía térmica aportada del campo solar tiene un máximo que es el equivalente
a un nivel de carga de 100% de la turbina. En caso de sobrepasarlo se estará
malgastando energía térmica (“dumping”) y se llevará a condiciones críticas al sistema
agua-vapor.
El “dumping” se debe principalmente al sobredimensionamiento del campo solar. Este
sobredimensionamiento produce que en determinadas horas del día especialmente en
las horas centrales del día el campo solar entregue más energía de la que la turbina es
capaz de absorber. Para mantener la estabilidad del ciclo agua-vapor se deben
desenfocar lazos del campo solar para bajar el nivel de energía absorbida.
Tabla 5.6. Máxima energía entregada por el campo solar
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
A continuación conociendo la eficiencia del grupo turbina generador expresadas en la
tabla XX. y en función de los escalones de carga se obtienen los niveles de energía
vertida a red.
Tabla 5.7. Energía neta vertida a red
Hora
7h
8h
9h
10h
11h
12h
13h
14h
15h
16h
17h
18h
19h
20h
TOTAL
Gross Electric Output (kWh/day)
Invierno
Primavera
Verano
0,00
0,00
5.500,00
0,00
0,00
5.500,00
0,00
5.500,00
13.750,00
5.500,00
13.750,00
27.500,00
13.750,00
55.000,00
55.000,00
41.250,00
55.000,00
55.000,00
41.250,00
55.000,00
55.000,00
27.500,00
55.000,00
41.250,00
5.500,00
41.250,00
41.250,00
5.500,00
27.500,00
27.500,00
0,00
13.750,00
27.500,00
0,00
5.500,00
13.750,00
0,00
5.500,00
13.750,00
0,00
0,00
0,00
140.250,00
332.750,00
382.250,00
Otoño
0,00
0,00
0,00
0,00
13.750,00
13.750,00
27.500,00
13.750,00
5.500,00
5.500,00
0,00
0,00
0,00
0,00
79.750,00
Figura 5.8 Nivel de carga del generador
Hora
7h
8h
9h
10h
11h
12h
13h
14h
15h
16h
17h
18h
19h
20h
4.2
Nivel de carga
Invierno
Primavera
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
10,00%
10,00%
25,00%
25,00%
100,00%
75,00%
100,00%
75,00%
100,00%
50,00%
100,00%
10,00%
75,00%
10,00%
50,00%
0,00%
25,00%
0,00%
10,00%
0,00%
10,00%
0,00%
0,00%
Verano
10,00%
10,00%
25,00%
50,00%
100,00%
100,00%
100,00%
75,00%
75,00%
50,00%
50,00%
25,00%
25,00%
0,00%
Otoño
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
25,00%
25,00%
50,00%
25,00%
10,00%
10,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
Estudio del consumo del gas natural
En este punto se han analizado diferentes configuraciones añadiendo la potencia de
las calderas del GN en la energía que entregaba el campo solar.
Se realizaron las distintas configuraciones atendiendo a:
213
No sobrepasar el máximo permitido al año.
Según los niveles de carga de las calderas.
El nivel de energía eléctrica producida por medio del Gas Natural no puede sobrepasar
el 15% de la energía total anual bruta.
La energía vertida a red del modelo utilizado es de 84.150.000,00kWh/año.
La cantidad de energía producida mediante el combustible auxiliar Gas Natural es del
15% del total producido. Siendo 14.850.000,00kWh/año lo disponible de energía de
Gas Natural.
Se ha obtenido la siguiente curva que relaciona la eficiencia de la turbina y el nivel de
carga de la turbina.
Figura 5.3 Curva eficiencia/carga de la turbina
41,00%
Eficiencia turbina
39,00%
37,00%
35,00%
33,00%
31,00%
29,00%
27,00%
25,00%
0,00
20,00
40,00
60,00
80,00
100,00
120,00
Nivel de carga turbina
Se ha considerado la siguiente configuración donde se diferencia en tres etapas la
operación de la turbina.
Arranque de la planta.
Operación continuada de la planta.
Descenso de carga para preparar la parada.
214
Tabla 5.9 Configuraciones operación de la turbina.
Se han estudiado las siguientes estrategias de GN:
Calderas a 100% de carga.
Consumo en el arranque.
Consumo en la parada.
Consumo en operación.
4.2.1 Estrategia A: Calderas a 100% de carga
Para esta estrategia se ha considerado que sólo se utilizarán las calderas a la máxima
carga. El máximo de carga de las tres calderas genera una energía de 45MWt al bloque
de potencia.
Se ha calculado el máximo de energía que la turbina es capaz de absorber y se ha
restado a esa cantidad los 45MWt para obtener los escenarios en los que las calderas
funcionan a 100% de carga sin llegar a producir un exceso que produzca “dumping”.
La energía producida por el GN en estos escenarios no puede superar el máximo del
15% del total. Se ha reducido el número de escenarios que cumplen la condición de
posibilidad de 100% de carga de calderas hasta conseguir un 15% de energía producida
por el GN. Según la Figura 5.3. Curva eficiencia/nivel de carga de la turbina, se ha
priorizado en usar las calderas en los puntos donde la pendiente es más pronunciada
ya que es en estos donde el uso del gas será más provechoso.
El nivel de carga de las calderas será:
Tabla 5.10 Nivel de carga de calderas Estrategia A
Se observa que en los meses de invierno y otoño que se utilizarán las calderas entre las
9h y las 10h para después utilizarlas de 15h a 17h justo antes del inicio de la parada
mientras que en otoño se incluyen las horas de inicio de parada. Durante el verano y la
primavera se utilizará el gas en con las primeras horas de luz y en la prolongación de la
parada.
Se obtiene que sobre el total disponible de gas los porcentajes de consumo según la
estación quedan como siguen:
Tabla 5.11 Consumos Estrategia A
Se seguirá como estrategia no poder superar estos valores de consumo durante las
respectivas estaciones reservándose el uso del gas para los períodos en los que sólo se
puedan utilizar las calderas al 100% de carga.
Siguiendo esta estrategia la energía térmica aportada por las calderas es de
72.900MWh/año.
La energía eléctrica bruta producida por el campo solar y la hibridación con el gas
natural es de 131.089MWh/año.
4.2.2 Estrategia B: Ayuda en el arranque y prolongación de la parada
Para esta estrategia se ha considerado que sólo se consumirá gas en las primeras y
últimas horas del día para ayudar en el arranque y en la prolongación de la parada de
la planta.
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
El nivel de carga de las calderas para este escenario se ha considerado de 100%.
La energía producida por el GN en estos escenarios no puede superar el máximo del
15% del total. Se ha reducido el número de escenarios en modo de arranque o parada
hasta conseguir un 15% de energía producida por el GN. Según la Figura 5.3. Curva
eficiencia/nivel de carga de la turbina, se ha priorizado en usar las calderas en los
puntos donde la pendiente es más pronunciada ya que es en estos donde el uso del
gas será más provechoso.
Tabla 5.12 Nivel de carga de calderas Estrategia B
Se observa cómo siguiendo esta estrategia no se consume gas en verano siendo la
mayoría del consumo en los meses de invierno.
Se obtiene que sobre el total disponible de gas los porcentajes de consumo según la
estación quedan como siguen:
Tabla 5.13 Consumos Estrategia B
Se seguirá como estrategia no poder superar estos valores de consumo durante las
respectivas estaciones reservando el uso del gas para utilizarlo en las horas de
arranque y en las de parada.
Siguiendo esta estrategia la energía térmica aportada por las calderas es de
60.750MWh/año.
La energía eléctrica bruta producida por el campo solar y la hibridación con el gas
natural es de 121.648MWh/año.
217
4.2.3 Estrategia C: Maximización en producción
Para esta estrategia se ha considerado que se consumirá gas en las horas centrales del
día.
En las horas centrales en las que no se produce “dumping” se han añadido calderas
hasta llegar al máximo posible.
218
Tabla 5.14 Nivel de carga de calderas Estrategia C
El consumo sólo en horas centrales del día no consume el 15% disponible por lo que se
incluyen los valores de la Figura 5.3 Curva eficiencia/nivel de carga de la turbina,
correspondientes con los de pendiente más pronunciada que se consideran de modo
arranque o parada para alcanzar el 15% máximo permitido. Estos valores como se
pueden observar son los de las horas de arranque en los meses de verano y a las 9h
durante la primavera.
En las horas centrales durante los meses de primavera y verano en los que no hay
consumo de gas se debe al “dumping”. Las horas en las que el nivel de carga es menor
del 100% es debido a que se consume gas hasta alcanzar un nivel de carga de la
turbina de 100%.
Se obtiene que sobre el total disponible de gas los porcentajes de consumo según la
estación quedan como siguen:
Tabla 5.15 Consumos Estrategia C
Se seguirá como estrategia no poder superar estos valores de consumo durante las
respectivas estaciones y reservando el uso del gas a las horas centrales del día para
maximizar la producción.
Siguiendo esta estrategia la energía térmica aportada por las calderas es de
103.599MWh/año.
La energía eléctrica bruta producida por el campo solar y el gas natural es de
150.364MWh/año
4.2.4 Conclusiones estudio de gas natural
Los valores de energía aportada por las calderas en cada una de las tres estrategias se
recogen en la Tabla 5.16. Energía aportada por calderas.
Tabla 5.16 Energía térmica aportada por calderas
La estrategia C es la que presenta mayor consumo de gas natural. Se alcanza el
máximo del 15% de aporte de energía por medio de la combustión de gas natural con
una energía aportada de 103.599MWh/año.
Tabla 5.17 Energía eléctrica bruta CS+GN
Con ello se deduce que el mayor nivel de energía eléctrica bruta es siguiendo la
Estrategia C.
Se observa en la tabla de nivel de carga de la Estrategia C que en el mes de invierno se
enciende caldera a las 11h para después volver a apagarla y reencenderla a las 13h. A
nivel de operación de las calderas esto no es aconsejable ya que las calderas tienen un
tiempo de arranque y una inercia térmica. Mientras que en la Estrategia A se obtiene
un nivel continuado de carga a lo largo de las horas del día.
Es por ello que la estrategia más aconsejable es la resultante intermedia entre la
Estrategia A y la Estrategia C. Se tratará de obtener una producción maximizada a
través del consumo del gas que sea acorde con la operabilidad de las calderas.
220
Capítulo 6. Conclusiones
Fruto de la importancia que tiene la correcta explotación de una planta de
producción de energía eléctrica se ha decidido estudiar diversas alternativas para
optimizar el resultado económico de una planta termosolar con tecnología colector
cilindro parabólico.
En este proyecto se han abordado cuatro vías de optimizar este resultado. Se ha
estudiado una planta termosolar tipo, en la que se han considerado los aspectos
comunes a estas plantas.
Las plantas de Soluz-Guzmán y Enerstar Villena propiedad del grupo FCC se
encuentran en fase de construcción avanzada. Ambas plantas se encuentran
clasificadas por el Real Decreto 661/2007 del 25 de mayo por el que se regula la
actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial y constarán con
una potencia neta instalada de 50MW cada una.
1.
Autoconsumos
Con respecto a la optimización de los equipos del bloque de potencia se opta por el
uso de un grupo turbina-generador de 55MW, dado que a pesar de ser más costoso
se alimenta a los consumos propios de generación de la planta estimados de un
9,77% y a los altos niveles de eficiencia que presenta. En cuanto a los motores de
las bombas de agua de alimentación, bombas de HTF, bomba auxiliar de HTF,
motores de torres de refrigeración se ha optado por aquellos que presenten un
menor valor de pérdidas traducido en un mayor rendimiento.
En el caso del transformador auxiliar se ha optado por un equipo robusto en el que
se barajaron dos ofertas. Una más barata respecto a la otra pero con mayor
número de pérdidas. Se realizó un estudio de capitalización de pérdidas en el que
se contemplaban los años de vida útil de la planta. Se llegó al resultado de que a
pesar de ser un equipo más caro el que garantizaba menor número de pérdidas es
el que mejor resultado económico presentaba.
Los variadores de velocidad por exigencias de la propiedad se requería ventilación
redundante de los equipos. Ninguno de los ofertantes fue capaz de incluir
ventilación redundante aunque se optó por un sistema que garantizase la mínima
refrigeración.
2.
Modos de operación
Al tratarse de una planta sin sistema de almacenamiento de energía la correcta
operación de la planta es más compleja de realizar si se quiere optimizar el
resultado final. Es por ello que los modos de operación deben estar bien definidos
y deben contemplar todos los posibles escenarios debidos a climatología y
operación. Para que el operador sepa qué modo aplicar para qué escenario deben
ser claros de identificar y no dejar sin definir ningún escenario. Los modos de
operación estudiados y descritos se adaptan a todos los posibles escenarios y de su
correcta aplicación dependerá enormemente el resultado de explotar la planta.
3.
Estudio de la viabilidad económica de la ampliación de un sistema de
almacenamiento de energía con sales fundidas
Debido al valor que aporta un sistema de almacenamiento con sales se ha realizado
un estudio de viabilidad económica para su inclusión en la planta de SoluzGuzmán.
Se obtuvo una TIR para un escenario base sin apalancamiento de 15,36%, por
encima del mínimo (12%) que exige FCC para validar un proyecto.
Como parte del Project Finance para aumentar la rentabilidad del proyecto se optó
por financiar el 70% de la inversión inicial. Con ello se obtuvo una TIR de 39,74%.
Se realizó un estudio de sensibilidad en el que se analizaron las siguientes
variables:
Nivel de ingresos.
Gastos de OPEX.
Coste de financiación.
Años de amortización.
Tras la realización del estudio se pudo observar cómo los mejores resultados de
TIR se obtuvieron para un incremento de los ingresos del 12,13% pese al aumento
del precio de financiación de hasta un 16,67% o del aumento de los costes de OPEX
de un 60,75%.
Los peores resultados o menores valores de TIR se obtuvieron con descenso de los
ingresos de hasta el 25,25% en el que se ha contemplado la retirada de la prima en
la facturación de la electricidad producida. El peor escenario contempla una
reducción de los ingresos de un 25,25% con un aumento de los años de
amortización de 20 a 25 con una TIR de 20,43% lo cual sigue estando por encima
del mínimo esperado para validar el proyecto de la ampliación.
Estos escenarios tanto para bien como para mal tienen una probabilidad de que se
den bajas. Los valores de TIR para los escenarios más probables, con pequeñas
variaciones respecto al caso inicial, indican que la TIR entre un 41% a un 30% lo
cual son valores aceptables y comunes para proyectos de esta envergadura y este
nivel de apalancamiento.
4. Estudio de la estrategia de consumo de gas natural.
El Real Decreto 661/2007 del 25 de mayo deja posibles interpretaciones al uso que
se le puede dar del combustible auxiliar, en este caso gas natural. Se especifica en
dicho Real Decreto que el fin de este combustible es el de mantener la temperatura
222
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
del fluido transmisor de calor para compensar la falta de irradiación solar que
pueda afectar a la entrega prevista de energía.
Es por ello que optó por realizar un estudio de consumo del gas natural para
maximizar la energía producida.
Se estudiaron tres escenarios posibles:
Estrategia A: Calderas a 100% de carga.
Estrategia B: Ayuda en el arranque y prolongación de la parada.
Estrategia C: Maximización en producción.
Se estableció un orden de prioridad para estudiar en qué horas del día de los
escenarios estudiados se consumirá gas natural. El orden de prioridad fue el
siguiente:
Primero: según la estrategia a seguir, A, B o C.
Segundo: considerando la curva eficiencia/nivel de carga se ha optado por
dar prioridad a los puntos en los que la pendiente de dicha curva es más
pronunciada. Con una pendiente más pronunciada el consumo del gas
resultó ser más provechoso.
La energía aportada por las calderas siguiendo las tres estrategias fueron:
Se obtuvo una energía eléctrica bruta producida por el campo solar y la
hibridación del gas natural de:
Con lo que la Estrategia C resultó ser la más optimizada obteniendo el mayor
consumo de gas para la producción de un 15% del total de la energía eléctrica de la
planta.
223
Anexo 1. Seguimiento fotográfico del proyecto SoluzGuzmán
Vista aérea parcela con movimiento de tierras octubre 2010
Inicio cimentaciones pedestales equipos mecánicos enero 2011
Montaje Nave de ensamblado de espejos enero 2011
Inicio cimentaciones rack de tuberías febrero 2011
226
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Vista aérea isla de potencia marzo 2011
227
Inicio construcción del edificio eléctrico marzo 2011
Comienzo de montaje de rack de tuberías abril 2011
Inicio ensamblaje de colectores mayo 2011
Vista aérea isla de potencia mayo 2011
Posicionamiento primer colector mayo 2011
230
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Primer lazo de espejos junio 2011
Vista aérea campo solar junio 2011
231
Vista aérea isla de potencia junio 2011
Suministro del condensador septiembre 2011
232
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Posicionamiento turbina de alta presión septiembre 2011
233
Posicionamiento generador septiembre 2011
Vista aérea campo solar septiembre 2011
Vista aérea bloque de potencia septiembre 2011
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
235
Suministro tanque de expansión septiembre 2011
Posicionamiento turbina de baja septiembre 2011
Precalentadores septiembre 2011
238
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Sobrecalentador octubre 2011
239
Evaporador octubre 2011
Bombas HTF diciembre 2011
240
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Bombas agua de alimentación
Construcción edificio de la turbina diciembre 2011
241
Suministro HTF febrero 2012
242
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Interior edificio eléctrico febrero 2012
243
Transformador auxiliar marzo 2012-05-31
244
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Colectores principales HTF marzo 2012
245
Tren generación de vapor abril 2012
Planta GNL abril 2012
246
Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro
Parabólico
Calderas HTF abril 2012
247
Vista aérea isla de potencia mayo 2012
248