aprovechamiento de la energía geotérmica de media temperatura
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ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL APROVECHAMIENTO DE LA ENERGÍA GEOTÉRMICA DE MEDIA TEMPERATURA MEDIANTE CICLOS BINARIOS EN ESPAÑA Autor: Víctor González Luengos Director: José Ignacio Linares Hurtado Madrid Mayo 2012 *.i'::'l'i iffii', IXJ'¡" Cor*nil-mS MADNID AUToRtzAc¡ótr¡ pena u DrGrrAuzRctóN, ABt E RTo ( REsrRrwG t Dol DE oepósro DIVULGACIÓru TN ACCESO DocuM ENraclóru 7e. Decloración de lo autoría y acreditación de Ia misma, El autor ' t' , ' D. vt:tor 6on¿/(e'¿ /¿rh¡qt\ , como u]r^ru de la UNIVERSIDAO que es el titular de los derechos de propiedad intelectual, objeto de la presente cesión, en relación con , obra Ptu\u-/o l¿n Jn la car(Qfi¡' 1, QU€ ésta es una obra original, y que ostenta la condición de autor en el sentido que otorga la Ley de Propiedad lntelectual como titular único o cotitular de la obra. En caso de ser cotitular, el autor (firmante) declara asimismo que cuenta con el consentimiento de los restantes titulares para hacer la presente cesión. En caso de previa cesión a terceros de derechos de explotación de la obra, el autor declara que tiene la oportuna autorización de dichos titulares de derechos a los fines de esta cesión o bien que retiene la facultad de ceder estos derechos en la forma prevista en la presente cesión y así lo acredita. 2e. Objeto y fines de lo cesión. Con el fin de dar la máxima difusión a la obra citada a través del Repositorio institucional de la Universidad y hacer posible su utilización de forma libre y grdtuito ( con las limitociones que más adelante se detallan) por todos los usuarios del repositorio y del portal e-ciencia, el autor CEDE a la Universidad Pontificia Comillas de forma gratuita y no exclusiva, por el máximo plazo legal y con ámbito universal, los derechos de digitalización, de archivo, de reproducción, de distribución, de comunicación pública, incluido el derecho de puesta a disposición electrónica, tal y como se describen en la Ley de Propiedad lntelectual. El derecho de transformación se cede a los únicos efectos de lo dispuesto en la letra (a) del apartado siguiente. 3e. Condiciones de lo cesión. Sin perjuicio de la titularidad de la obra, que sigue correspondiendo a su autor, la cesión de derechos contemplada en esta licencia, el repositorio institucional podrá: 1 Especificar si es una tesis doctoral, proyecto fin de carrera, proyecto fin de Máster o cualquier otro trabajo que deba ser objeto de evaluación académica (a) Transformarla para adaptarla a cualquier tecnología susceptible de incorporarla a internet; realizar adaptaciones para hacer posible la utilización de la obra en formatos electrónicos, así como incorporar metadatos para realizar el registro de la obra e incorporar “marcas de agua” o cualquier otro sistema de seguridad o de protección. (b) Reproducirla en un soporte digital para su incorporación a una base de datos electrónica, incluyendo el derecho de reproducir y almacenar la obra en servidores, a los efectos de garantizar su seguridad, conservación y preservar el formato. . (c) Comunicarla y ponerla a disposición del público a través de un archivo abierto institucional, accesible de modo libre y gratuito a través de internet.2 (d) Distribuir copias electrónicas de la obra a los usuarios en un soporte digital. 3 4º. Derechos del autor. El autor, en tanto que titular de una obra que cede con carácter no exclusivo a la Universidad por medio de su registro en el Repositorio Institucional tiene derecho a: a) A que la Universidad identifique claramente su nombre como el autor o propietario de los derechos del documento. b) Comunicar y dar publicidad a la obra en la versión que ceda y en otras posteriores a través de cualquier medio. c) Solicitar la retirada de la obra del repositorio por causa justificada. A tal fin deberá ponerse en contacto con el vicerrector/a de investigación ([email protected]). d) Autorizar expresamente a COMILLAS para, en su caso, realizar los trámites necesarios para la obtención del ISBN. 2 En el supuesto de que el autor opte por el acceso restringido, este apartado quedaría redactado en los siguientes términos: (c) Comunicarla y ponerla a disposición del público a través de un archivo institucional, accesible de modo restringido, en los términos previstos en el Reglamento del Repositorio Institucional 3 En el supuesto de que el autor opte por el acceso restringido, este apartado quedaría eliminado. 2 d) Recibir notificación fehaciente de cualquier reclamación que puedan formular terceras personas en relación con la obra y, en particular, de reclamaciones relativas a los derechos de propiedad intelectual sobre ella. 5º. Deberes del autor. El autor se compromete a: a) Garantizar que el compromiso que adquiere mediante el presente escrito no infringe ningún derecho de terceros, ya sean de propiedad industrial, intelectual o cualquier otro. b) Garantizar que el contenido de las obras no atenta contra los derechos al honor, a la intimidad y a la imagen de terceros. c) Asumir toda reclamación o responsabilidad, incluyendo las indemnizaciones por daños, que pudieran ejercitarse contra la Universidad por terceros que vieran infringidos sus derechos e intereses a causa de la cesión. d) Asumir la responsabilidad en el caso de que las instituciones fueran condenadas por infracción de derechos derivada de las obras objeto de la cesión. 6º. Fines y funcionamiento del Repositorio Institucional. La obra se pondrá a disposición de los usuarios para que hagan de ella un uso justo y respetuoso con los derechos del autor, según lo permitido por la legislación aplicable, y con fines de estudio, investigación, o cualquier otro fin lícito. Con dicha finalidad, la Universidad asume los siguientes deberes y se reserva las siguientes facultades: a) Deberes del repositorio Institucional: ‐ La Universidad informará a los usuarios del archivo sobre los usos permitidos, y no garantiza ni asume responsabilidad alguna por otras formas en que los usuarios hagan un uso posterior de las obras no conforme con la legislación vigente. El uso posterior, más allá de la copia privada, requerirá que se cite la fuente y se reconozca la autoría, que no se obtenga beneficio comercial, y que no se realicen obras derivadas. ‐ La Universidad no revisará el contenido de las obras, que en todo caso permanecerá bajo la responsabilidad exclusiva del autor y no estará obligada a ejercitar acciones legales en nombre del autor en el supuesto de infracciones a derechos de propiedad intelectual derivados del depósito y archivo de las obras. El autor renuncia a cualquier reclamación frente a la Universidad por las formas no ajustadas a la legislación vigente en que los usuarios hagan uso de las obras. ‐ La Universidad adoptará las medidas necesarias para la preservación de la obra en un futuro. 3 :tE'llo'¿I5'f CorñnmS b) Derechos que se reserva el Repositorio institucional respecto de las obras en él registradas: - retirar la obra, previa notificación al autor, en supuestos suficientemente justificados, o en caso de reclamaciones de terceros. Madrid, ACEPTA ".9/... o" Lnl ¿" *9.!.? Proyecto realizado por el alumno/a: Víctor González Luengos Fdo.:.......................... Fecha:...../...../......... Autorizada la entrega del proyecto cuya información no es de carácter confidencial EL DIRECTOR DEL PROYECTO José Ignacio Linares Hurtado Fdo.:.......................... Fecha:...../...../......... Vº Bº del Coordinador de Proyectos José Ignacio Linares Hurtado Fdo.:................................ Fecha:...../...../......... ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL APROVECHAMIENTO DE LA ENERGÍA GEOTÉRMICA DE MEDIA TEMPERATURA MEDIANTE CICLOS BINARIOS EN ESPAÑA Autor: Víctor González Luengos Director: José Ignacio Linares Hurtado Madrid Mayo 2012 APROVECHAMIENTO DE LA ENERGÍA GEOTÉRMICA DE MEDIA TEMPERATURA MEDIANTE CICLOS BINARIOS EN ESPAÑA Autor: González Luengos, Víctor. Director: Linares Hurtado, José Ignacio. Entidad Colaboradora: ICAI – Universidad Pontificia Comillas. RESUMEN DEL PROYECTO 1. Introducción El incremento de la demanda de electricidad por parte de la sociedad, unido al progresivo encarecimiento de los combustibles fósiles y al impacto medioambiental, plantea la necesidad de apostar por las fuentes de energía renovables. Además, la alta dependencia energética española del exterior (en torno al 80%), hace imprescindible el aprovechamiento de las fuentes de energía existentes, como es el caso de la energía geotérmica. La energía geotérmica de media temperatura (100-150ºC) presenta un gran potencial para ser utilizada en producir electricidad. En España existen numerosos yacimientos de este tipo, por lo que surge la posibilidad de aprovechar la energía calorífica almacenada en el subsuelo como fuente de generación eléctrica [1]. El aprovechamiento de la energía geotérmica mediante ciclos binarios viene utilizándose desde hace bastante tiempo, datando del 1967. Se adopta este tipo de tecnología cuando la temperatura del recurso no es muy elevada, es decir, en los yacimientos de media temperatura. Se emplea un fluido secundario de carácter orgánico en el ciclo de potencia y por ello se le denomina Ciclo de Rankine Orgánico (ORC) [2]. Los ORCs emplean el mismo principio de funcionamiento que un ciclo de Rankine convencional, pero al emplear un fluido orgánico presentan características específicas que permiten simplificar el ciclo, conduciendo a equipos mucho más compactos [2]. El presente proyecto consiste en un estudio de viabilidad técnico-económico de distintas centrales de ciclo binario en España. Por ello, es necesario ubicar las centrales de estudio allí donde se encuentren yacimientos de media temperatura, así como seleccionar el fluido de trabajo y la configuración adecuada que maximice la potencia producida por la planta. Una vez hecho esto, se analiza su operación anual atendiendo a variaciones producidas tanto en el foco caliente (operación a carga parcial) como en el foco frío para cada ubicación de estudio. Por último, se realiza un análisis de viabilidad económica del proyecto atendiendo a la tarifa de régimen especial de la Orden IET/3586/2011. A su vez, se analizará el nuevo escenario provocado por la entrada en vigor del Real Decreto-ley 1/2012, por el que se suspenden las tarifas de régimen especial a las instalaciones de nueva construcción. 2. Metodología 2.1. Selección de la configuración y del fluido de trabajo Se ha realizado un análisis de las centrales geotérmicas de ciclo binario existentes, clasificándolas en tres rangos de temperaturas (Tabla 1.). Para cada rango, se modelan distintas configuraciones y se prueban los fluidos candidatos, seleccionándolos siguiendo el criterio de máxima potencia producida por el ciclo. Tabla 1. Selección la configuración y el fluido de trabajo en función de cada rango de temperatura. Supercrítico Subcrítico Caso 1: Tfc=180ºC Caso 2: Tfc=165ºC Caso 3: Tfc=140ºC Básico Isopentano 5,87 MW Básico Isopentano 4,94 MW Con RC318 regener. 4,18 MW Con regener. Isobutano Con regener. Isobutano Con RC318 regener. 4,27 MW 6,80 MW 5,80 MW 2.2. Ubicación de las distintas plantas de estudio. A partir de estudios previos realizados por el IGME [3], se localizan los yacimientos de media temperatura presentes en España. Se seleccionan cuatro ubicaciones dentro de la Península Ibérica con el fin de realizar un estudio exhaustivo del potencial geotérmico español. Cada una de ellas presenta características particulares en cuanto al clima y a su zona geográfica, ubicándose en: Cáceres, Jaca, Murcia y Pontevedra. Todas estas ubicaciones presentan temperaturas entre los 140-150°C, por lo que a partir del estudio de los tres rangos de temperatura se adopta una configuración subcrítica1 con regeneración, empleando RC318 como fluido de trabajo del ciclo. 2.3. Modelado de la planta 2.1.1. Análisis exergético del recuperador y el regenerador En un primer momento surge la necesidad de fijar el punto de estricción (pinch point, PP) en los intercambiadores del ciclo con el fin de optimizar su tamaño sin comprometer las prestaciones de la planta. Se realiza un análisis exergético para determinar el PP más apropiado en los intercambiadores, excluyendo de este análisis al condensador, ya que su punto de estricción está limitado por el fluido refrigerante que se utilice y además presenta unas dimensiones muy reducidas con respecto a los otros dos intercambiadores del ciclo, el recuperador y el regenerador. Como se observa en la Figura 1 el tamaño el regenerador aumenta exponencialmente con la disminución del PP; sin embargo, apenas varían las irreversibilidades del mismo. Con el recuperador ocurre al contrario, sus irreversibilidades varían mucho a medida que cambia el PP no afectando tanto al tamaño del mismo. Por ello se fija en 3,5ºC el PP del recuperador y en 10ºC el del regenerador. 1 Se ha elegido el ciclo subcrítico puesto que el incremento de potencia producida por el ciclo supercrítico es muy pequeño, lo que no justifica el incremento económico que supondría pasar a esta última configuración. Figura 1.Tamaño e irreversibilidades del recuperador y regenerador en función del PP. 2.1.2. Punto nominal Para modelar el punto nominal del ciclo, se extraen los datos climáticos del programa informático METEONORM2 que entre múltiples variables, proporciona la temperatura húmeda y seca hora por hora de las distintas ubicaciones de estudio. A partir de aquí, se obtiene la distribución de temperaturas a lo largo del año, seleccionando la más frecuente como la de diseño del ciclo. Estos datos ambientales fijarán la temperatura de condensación del ciclo, empleando la temperatura seca cuando se refrigera mediante aerocondensador y la húmeda al emplear torre de refrigeración. En función del equipo de refrigeración empleado, se establece un punto de estricción de 10ºC en el aerocondensador y 3,5ºC en el condensador por torre de refrigeración. La turbina y la bomba se han modelado con un rendimiento isentrópico del 85% y del 75% respectivamente. Se ha fijado como presión óptima de entrada a la turbina en 22,78 bar con el fin de no superar en ningún caso los 23,5 bar en los intercambiadores. Se ha establecido el flujo másico de fluido geotérmico de 100 kg/s, distribuido en 4 pozos geotérmicos, como medio de comparación entre los distintos ciclos. Además, se han incluido unas pérdidas de carga que ascienden a 20 kPa en los conductos de alta presión y de 3 kPa en los de baja, así como en los intercambiadores con 16 kPa para el lado de alta presión y de 7 kPa en el de baja. Así mismo, se han añadido las pérdidas de carga de 1 bar-s/kg en el pozo de inyección [4]; además se incluyen también las pérdidas producidas en el circuito de refrigeración con el fin de evaluar el consumo de la bomba o los ventiladores de refrigeración. 2.1.3. Operación fuera del punto nominal La planta ha de funcionar, de forma frecuente, fuera de su punto de diseño, ya sea por variaciones en el foco frío como en el foco caliente. El foco caliente operará a carga parcial en caso de avería de alguno de los pozos geotérmicos. Las variaciones en el foco frío vendrán provocadas por los cambios en la temperatura ambiente lo que modificará 2 Página web www.meteotest.ch las condiciones de condensación del ciclo. El modelo desarrollado contempla la operación en carga parcial para poder evaluar de forma real la producción eléctrica anual. 2.4. Estudio económico La energía geotérmica vine contemplada en la Orden IET/3586/2011, del 31 de diciembre de 2011 del BOE, por las que se establecen las tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial, aplicándose una tarifa regulada de 7,6467 c€/kWh para el grupo b.3. Esta tarifa se actualiza anualmente con arreglo al IPC. Sin embargo, debido a la entrada en vigor del Real Decreto-ley 1/2012 a fecha del 28 de enero del 2012, por el que se suspenden de forma temporal las primas e incentivos para nuevas instalaciones en régimen especial, se abre un nuevo escenario económico. Por ello, también se ha analizado la opción de venta a tarifa de mercado, tomando como precio 4,993 c€/kWh, que fue el valor medio en el año 2011. 3. Resultados 3.1. Punto nominal El punto nominal se ha diseñado para el 100% del fluido geotérmico (100 kg/s) extraído de los 4 pozos de producción y para la temperatura del foco frío más frecuente en cada caso. Los resultados obtenidos se muestran en la Tabla 2, siendo la de Jaca la que mejores prestaciones arroja. Tabla 2. Potencia neta y rendimiento de las distintas plantas de estudio. Cáceres Wneta [kW] Jaca Murcia Pontevedra Torre Aerocond Torre Aerocond Torre Aerocond Torre Aerocond 4.266 3.476 5.473 4.205 4.540 2.776 3.998 3.245 9,78% 11,95% 9,93% 11,81% 8,25% 10,75% 9,29% ηplanta [%] 11,28% 3.2. Operación Las plantas se han modelado para que operen las 24 horas del día durante los 365 días del año, obteniéndose los resultados mostrados en la Tabla 3. Tabla 3. Producción eléctrica anual en función del los pozos en funcionamiento. Producción eléctrica anual [MWh] Carga Cáceres Jaca Murcia Pontevedra Torre Aerocond Torre Aerocond Torre Aerocond Torre Aerocond 100% 36.362 26.058 46.429 35.335 36.280 24.837 36.473 27.940 75% 27.453 20.393 33.897 27.103 27.377 19.415 27.549 21.960 50% 16.811 13.184 20.020 16.693 16.745 12.518 16.891 14.340 25% 5.286 5.046 6.011 5.845 12.518 4.733 5.338 5.636 3.3. Viabilidad económica El estudio económico se ha realizado sobre plantas de 20 MW nominales, puesto que se trata de un tamaño habitual y que además arroja datos económicos favorables. Bajo la tarifa de régimen especial, se obtienen que la planta que ofrece mejores datos económicos es la de Pontevedra empleando torre de refrigeración. Se obtiene un VAN de 54,54 M€, con una tasa interna de retorno (TIR) del 10,49%, recuperándose la inversión en 12 años (que representa el 61% de su vida útil). La Tabla 4 recoge los resultados económicos obtenidos con la venta de electricidad al precio de mercado. Se observa que la planta de 20 MW sigue siendo rentable, pero resulta más atractivo irse a tamaños entorno a los 30-40 MW, puesto que su periodo de retorno es mucho menor y por tanto presenta menor riesgo de inversión. Tabla 4. Viabilidad económica de la planta de Pontevedra refrigerada con torre bajo el nuevo escenario. 20 MW VAN [M€] 7,47 TIR 5,84% PR [años] 19,33 CN [€/MWh] 49,16 30 MW 27,96 7,36% 16,26 42,50 40 MW 52,12 8,60% 14,16 38,17 4. Conclusiones A la vista de los resultados obtenidos, se concluye que el potencial geotérmico español en generación eléctrica a partir de recursos de media temperatura es bastante elevado, siendo óptima la aplicación de ciclos binarios. Se abre la posibilidad por tanto, de invertir en este tipo de tecnología en un futuro próximo, recomendando especialmente ubicar las centrales en los yacimientos gallegos, por los que se obtendrá una rentabilidad mayor. También cabe reseñar, que ante la eliminación de las tarifas de régimen especial habría que irse a tamaños de planta de en torno a 30-40MW para que el proyecto sea económicamente rentable. Sin embargo, se prevé que esta situación se revierta debido al gran incremento del precio de venta eléctrico en los últimos años, lo que llevaría a niveles similares a la tarifas del régimen especial. 5. Referencias. [1] VEGA REMESAL, A., RAMOS MILLÁN, A., REINA PERAL, P., CONDE LÁZARO, E., Guía Técnica de Generación Eléctrica de Origen Geotérmico. Fundación de Energía de la Comunidad de Madrid, 2010. [2] A. Shuster, S. Karellas, E. Kakaras, H. Spliethoff, “Energetic and economic investigation of organic Rankine cycles applications”, Applied Thermal Engineering 29 (2009) 1809-1817. [3] LLOPIS TRILLO, G., RODRIGO ANGULO, V. Comunidad de Madrid, "Guía de la Energía Geotérmica". Fundación de Energía de la Comunidad de Madrid, 2010. [4] DIPIPPO, R., "Geothermal Power Plants, Principles, Applications and Case Studies", Elsevier, 2005. USE OF MEDIUM TEMPERATURE GEOTHERMAL ENERGY BY BINARY CICLES IN SPAIN. Author: González Luengos, Víctor. Director: Linares Hurtado, José Ignacio. Collaborating Organization: ICAI – Universidad Pontificia Comillas. ABSTRACT 1. Introduction The society increase in electricity demand, along with the gradual rising prices of fossil fuels and the environment impact, suggests the need to focus on renewable energy resources. Moreover, due to the high dependence of Spain on external energy (around 80%), is essential to use the existing energy resources, such as geothermal energy The medium temperature geothermal energy (100-150ºC) has a large potential for electricity generation. In Spain there are numerous geothermal reservoirs of this type, so it is possible to use the heat energy stored in the earth subsoil as a source for electricity generation [1]. Geothermal binary cycles have been operating for quite some time, dating back to 1976. This technology is adopted when the reservoir temperature is too high, like in the medium temperature reservoirs. A secondary organic fluid is used in the power cycle, therefore is called Organic Rankine Cycle (ORC) [2]. The ORC employs the same operating principle as the conventional Rankine cycle, but due to the use of an organic fluid presents specific features that help to simplify the cycle, leading them to more compact equipment [2]. This project analyzes the technical and economic feasibility of different geothermal binary plants in Spain. Therefore, it is necessary to locate the plants in geothermal reservoirs sources and selecting the working fluid and the proper configuration that maximizes the power produced by the cycle. Once this is finished, the annual operation of the plant is studied in response to changes produced both in the heat source (partial load operation) and the heat sink for each location. Finally, an economic feasibility study is done considering the feed in tariff system consider in the Order IET/3586/2011. In turn, the new situation caused by the entry into force of the Royal Decree-Law 1/2012, which suspends such tarifes, will be analyzed. 2. Methodology 2.1.Configuration and working fluid selection First of all, an analysis of the existing geothermic power plants has been done in order to classify them into three temperature ranges (Table 1). For each one, different configurations are modeled, testing the fluid candidates, selecting them according to the maximum power rate criterion. Table 5. Configuration and working fluid selection for each range of temperature. Case 3: Tfc=140ºC Subcritical Case 2: Tfc=165ºC Basic Isopentane 5.87 MW Basic Isopentane 4.94 MW Reg. RC318 4.18 MW Supercritical Case 1: Tfc=180ºC Reg. Isobutane Reg. Isobutane Reg. RC318 4.27 MW 6.80 MW 5.80 MW 2.2. Location of the different power plants. Attending to previous studies developed by the IGME [3], the medium temperature reservoirs present in Spain have been located. Four locations are selected within the Iberian Peninsula in order to perform an exhaustive study of the Spanish geothermal potential. Each one shows specific characteristics in terms of its climate and geographical area, being located in: Cáceres, Jaca, Murcia and Pontevedra. Every location presents a temperature between 140-150ºC, so attending to the three temperature ranges study a regenerative subcritical configuration3 is adopted, using RC318 as the working fluid in the cycle. 2.3. Power plant modeling 2.1.1. Exergy analysis of the recoverer and the regenerator. At first, the need to establish the pinch point (PP) in the heat exchangers of the cycle arises in order to optimize its size without compromising the performance of the power plant. An Exergy analysis is carried out to determine the most appropriate PP in the heat exchangers, excluding the condenser of this analysis since its pinch point is limited by the cooling fluid and also has quite compact dimensions compared to the other two heat exchangers in the cycle, the recoverer and regenerator. As shown in Figure 1 the regenerator size exponentially increases by decreasing the PP, however, its thermodynamic irreversibilities mostly remained unchanged. In the recoverer is just the opposite, the irreversibilities vary significantly by changing the PP, not affecting its size. Therefore, the recoverer´s pinch point is set at 3.5ºC and 10ºC on the regenerator. 3 The subcritical configuration has been chosen since the increase in power generation by the supercritical cycle is very small, which does not justify the increase in cost that would suppose this change in configuration. Figure 2. Size and irreversibilities in the recoverer and the regenerator vs. the pinch point (PP). 2.1.2. Nominal Point The nominal point of the cycle is modeled by extracting climate data from METEONORM4 software that among multiple variables, provides the hourly wet and dry bulb temperature of the different studied locations. After this point, the annual temperature distribution is obtained, selecting the most frequent as the design temperature of the cycle. This environmental data will establish the condensing temperature of the cycle, using the dry bulb temperature when it is cooled by an aerocondenser and the wet bulb temperature when using a cooling tower. Depending on the chosen cooling equipment, the pinch point is fixed at 10ºC in the aerocondenser and 3.5ºC in the condenser using cooling tower. The turbine and pump are modeled with an isentropic efficiency of 85% and 75% respectively. The turbine inlet pressure has been set at 22.78 bar not exceeding in any case a pressure of 23.5 bar in the heat exchangers. A mass flow of 100 kg/s has been established, distributed into 4 geothermic wells, as means of comparison between the different cycles. In addition, pressure losses are included amounting to 20 kPa in the high pressure pipes and 3 kPa in the low pressure pipes, as well as in the heat exchangers with 16 kPa for the high pressure side and 7 kPa on the low side. Moreover, pressure losses in the injection well of 1 bar-s/kg [4] have been added; the ones produced in the refrigeration circuit are also included in order to evaluate the electricity consumption of the cooling pump or fans. 2.1.3. Operation outside the nominal point The power plant must operate frequently outside its nominal point, either by changes in its heat sink as in its hot source. The hot source will operate at partial load conditions in case of failure in any of the geothermal well. Variations in the heat sink are caused by ambient temperature changes which will modify the condensing conditions of the cycle. 4 Página web www.meteotest.ch The model considers the partial load operation in order to evaluate in a realistic way the annual electricity production. 2.4. Economic study Geothermal energy referred to in Order IET/3586/2011 of December 31st, 2011 BOE, where feed in tariff are established, applying a regulated rate of 7.76467 c€/kWh for group b3. This rate is updated annually in accordance with the IPC. However, due to the entry into force of Royal Decree-Law 1/2012 on January 28th, 2012, from which the feed in tariff system are temporarily suspended, opens a new economic framework. Therefore, it has also been studied the possibility to sell the electricity at pool market rate, pricing it at 4.993 c€/kWh, which was the average in 2011. 3. Results 3.1. Nominal point The nominal point has been designed for 100% of the geothermal fluid load (100 kg/s) extracted from the 4 production wells and for the most frequent heat sink temperature in each case. The results of the nominal point are shown in Table 2, where Jaca obtains the best performance. Table 6. Net power and performance of the different studied plants. Cáceres Jaca Murcia Pontevedra Tower Air cond. Tower Air cond. Tow Air cond. Tower Air cond. Wnet [kW] 4,266 3,476 5,473 4,205 4,540 2,776 3,998 3,245 ηplant [%] 11.28% 9.78% 11.95% 9.93% 11.81% 8.25% 10.75% 9.29% 3.2. Operation Plants have been modeled to operate 24 hours a day during 365 days per year, obtaining the results shown in Table 3. Table 7. Annual electricity generation depending on the operating wells. Annual electricity generation [MWh] Cáceres Jaca Murcia Pontevedra Load Tower Air cond. Tower Air cond. Tower Air cond. Tower Air cond. 100% 36,362 26,058 46,429 35,335 36,280 24,837 36,473 27,940 75% 27,453 20,393 33,897 27,103 27,377 19,415 27,549 21,960 50% 16,811 13,184 20,020 16,693 16,745 12,518 16,891 14,340 25% 5,286 5,046 6,011 5,845 12,518 4,733 5,338 5,636 3.3. Economic feasibility The economic study has been carried out on 20 MW nominal power plants, since is a usual size for this type of plants and also yields positive economic results. Considering the feed in tariff system, the power plant that obtains best economic data is the one in Pontevedra refrigerated by cooling tower. This plant yields a NPV of € 54.54 million with an internal rate of return (IRR) of 10.49%, recovering the investment in about 12 years (representing 61% of its life). Table 4 shows the economic results obtained by selling the electricity at pool market price. It can be noticed that the 20 MW power plant is still profitable, but is much more attractive to move on to sizes around 30-40 MW, since its payback period is much lower, so it takes less risk of investment. Table 8. Economic feasibility of Pontevedra power plant refrigerated by cooling tower in the new situation. 20 MW NPV [M€] 7.47 IRR 5.84% Payback [years] 19.33 NC [€/MWh] 49.16 30 MW 27.96 7.36% 16.26 42.50 40 MW 52.12 8.60% 14.16 38.17 4. Conclusions Reviewing all results, the conclusion of this project is that the Spanish geothermal potential in electricity generation using medium temperature resources is fairly high, being the application of binary cycles optimal for this purpose. Is therefore opened the possibility of investing in this technology in the near future, specially recommending to place power plants in the geothermal reservoir of Galicia, in which higher returns are obtained. It should be also pointed, that with the removal of the feed in tariff system it will be necessary to move on to power plants around 30-40 MW to make the project profitable. However, this situation is expected to be reversed due to the large increase in the price of electricity in recent years, leading to similar levels to the special regime rate. 5. References. [1] VEGA REMESAL, A., RAMOS MILLÁN, A., REINA PERAL, P., CONDE LÁZARO, E., Guía Técnica de Generación Eléctrica de Origen Geotérmico. Fundación de Energía de la Comunidad de Madrid, 2010. [2] A. Shuster, S. Karellas, E. Kakaras, H. Spliethoff, “Energetic and economic investigation of organic Rankine cycles applications”, Applied Thermal Engineering 29 (2009) 1809-1817. [3] LLOPIS TRILLO, G., RODRIGO ANGULO, V. Comunidad de Madrid, "Guía de la Energía Geotérmica". Fundación de Energía de la Comunidad de Madrid, 2010. [4] DIPIPPO, R., "Geothermal Power Plants, Principles, Applications and Case Studies", Elsevier, 2005. Índice 1. Introducción .................................................................................... 15 1.1. Motivación del proyecto ..................................................................................... 17 1.2. Objetivos del proyecto ........................................................................................ 18 2. Estado de la técnica ......................................................................... 19 2.1. Recursos geotérmicos ......................................................................................... 21 2.1.1. Clasificación en función de su temperatura .............................................................. 23 2.1.2. Clasificación en función de su naturaleza geológica ................................................. 24 2.2. Técnicas de exploración y perforación ................................................................ 26 2.2.1. Exploración ................................................................................................................ 27 2.2.2. Perforación ................................................................................................................ 28 2.3. Tipos de plantas geotérmicas de generación eléctrica ....................................... 29 2.3.1. Centrales geotérmicas flash o de vapor húmedo ..................................................... 29 2.3.2. Centrales geotérmicas de vapor seco ....................................................................... 29 2.3.3. Centrales geotérmicas de ciclo binario ..................................................................... 31 2.4. Centrales de ciclo binario existentes ................................................................... 34 2.5. Ciclo de Rankine Orgánico (ORC) ........................................................................ 35 2.5.1. Características de los ORCs ....................................................................................... 35 2.5.2. Configuración subcrítica y supercrítica ..................................................................... 37 2.6. Geotermia en España .......................................................................................... 38 2.6.1. Clasificación de los yacimientos geotérmicos ........................................................... 38 2.6.2. Ubicaciones de estudio ............................................................................................. 39 3. Modelo de la planta ........................................................................ 41 3.1. Configuración analítica ....................................................................................... 43 3.1.1. Selección del fluido de trabajo .................................................................................. 43 3.1.2. Selección de la configuración del ciclo ...................................................................... 44 3.1.3. Tipo de refrigeración del foco frío............................................................................. 48 3.2. Pérdidas de carga ............................................................................................... 49 3.2.1. Pérdidas de carga en el ORC ..................................................................................... 49 1 3.2.2. Pérdidas de carga en el pozo de inyección ............................................................... 50 3.3. Esquemas de los ciclos de trabajo ...................................................................... 50 3.3.1. Ciclo con regeneración y refrigeración con torre ...................................................... 51 3.3.2. Ciclo con regeneración y refrigeración con aerocondensador ................................. 52 3.4. Distribución de temperaturas ............................................................................. 53 3.4.1. Cáceres ...................................................................................................................... 53 3.4.2. Jaca ............................................................................................................................ 56 3.4.3. Murcia ....................................................................................................................... 58 3.4.4. Pontevedra ................................................................................................................ 60 3.5. Ecuaciones del modelo matemático ................................................................... 62 3.5.1. Punto nominal ........................................................................................................... 62 3.5.2. Operación .................................................................................................................. 75 3.5.3. Análisis exergético de los intercambiadores de calor ............................................... 76 4. Resultados ....................................................................................... 79 4.1. Análisis exergético .............................................................................................. 81 4.2. Punto nominal ..................................................................................................... 85 4.1.1. Cáceres ...................................................................................................................... 85 4.1.1.1. Torre de refrigeración ....................................................................................... 85 4.1.1.2. Aerocondensador .............................................................................................. 89 4.1.2. Jaca ............................................................................................................................ 97 4.1.3. Murcia ..................................................................................................................... 104 4.1.4. Pontevedra .............................................................................................................. 112 4.1.5. Tabla resumen ......................................................................................................... 120 4.3. Operación .......................................................................................................... 122 4.3.1. Cáceres .................................................................................................................... 122 4.3.2. Jaca .......................................................................................................................... 130 4.3.3. Murcia ..................................................................................................................... 138 4.3.4. Pontevedra .............................................................................................................. 146 4.3.5. Tabla resumen ......................................................................................................... 154 5. Estudio económico ......................................................................... 157 5.1. Datos de partida ............................................................................................... 159 2 5.1.1. Inversión inicial........................................................................................................ 159 5.1.2. Costes de operación y mantenimiento ................................................................... 161 5.1.3. Tarifa regulada ........................................................................................................ 162 5.1.4. Otros datos .............................................................................................................. 162 5.2. Índices de rentabilidad económica ................................................................... 163 5.3. Estudio preliminar ............................................................................................. 164 5.4. Estudio de los yacimientos seleccionados......................................................... 169 5.5. Análisis de sensibilidad ..................................................................................... 181 6. Conclusiones .................................................................................. 183 6.1. Conclusiones técnicas ....................................................................................... 185 6.1.1. Selección de la configuración y del fluido de trabajo ............................................. 185 6.1.2. Ubicación de las distintas plantas de estudio ......................................................... 186 6.1.3. Modelado del ORC en su punto nominal ................................................................ 186 6.1.4. Modelado del ORC en su fase de operación. .......................................................... 187 6.2. Conclusiones económicas ................................................................................. 188 6.3. Prospectiva ........................................................................................................ 189 7. Bibliografía ................................................................................... 191 8. Anexos .......................................................................................... 195 3 Índicedefiguras Figura 2.1. Estructura interna de la tierra .................................................................................................. 21 Figura 2.2. Fenómeno de subducción ......................................................................................................... 22 Figura 2.3.Yacimiento hidrotermal convencional ....................................................................................... 25 Figura 2.4. Sistema Geotérmico Estimulado (EGS) ..................................................................................... 25 Figura 2.5. Fase de perforación .................................................................................................................. 28 Figura 2.6. Ciclo directo sin condensación .................................................................................................. 30 Figura 2.7. Ciclo directo con condensación ................................................................................................. 31 Figura 2.8. Ciclo binario básico ................................................................................................................... 32 Figura 2.9. Ciclo binario con regeneración ................................................................................................. 32 Figura 2.10. Ciclo binario de doble presión................................................................................................. 33 Figura 2.11. Ciclo binario de doble fluido ................................................................................................... 33 Figura 2.12. Diagrama básico de un ORC ................................................................................................... 36 Figura 2.13. ORC subcrítico (a) y supercrítico.(b) ....................................................................................... 37 Figura 2.14. Diagramas T‐Q de un ciclo subcrítico (a) y supercrítico (b) .................................................... 37 Figura 2.15. Mapa del potencial geotérmico español ................................................................................ 40 Figura 3.1. Ciclo binario básico ................................................................................................................... 45 Figura 3.2 Ciclo binario con regeneración .................................................................................................. 45 Figura 3.4: Ciclo Subcrítico con regeneración y refrigeración por torre ..................................................... 51 Figura 3.5: Ciclo Subcrítico con regeneración y refrigeración con aerocondensador ................................. 52 Figura 3.6. Frecuencia de la temperatura húmeda anual para las 24 horas del día (Cáceres) .................. 53 Figura 3.7. Frecuencia de la temperatura seca anual para las 24 horas del día (Cáceres) ........................ 54 Figura 3.8. Frecuencia de la temperatura húmeda anual entre las 8‐20 horas (Cáceres) .......................... 55 Figura 3.9. Frecuencia de la temperatura seca anual entre las 8‐20 horas (Cáceres) ................................ 55 Figura 3.10. Frecuencia de la temperatura húmeda anual para las 24 horas del día (Jaca) ...................... 56 Figura 3.11. Frecuencia de la temperatura seca anual para las 24 horas del día (Jaca) ............................ 56 Figura 3.12. Frecuencia de la temperatura húmeda anual entre las 8‐20 horas (Jaca) ............................. 57 Figura 3.13. Frecuencia de la temperatura seca anual entre las 8‐20 horas (Jaca) ................................... 57 Figura 3.14. Frecuencia de la temperatura húmeda anual para las 24 horas del día (Murcia) ................. 58 Figura 3.15. Frecuencia de la temperatura seca anual para las 24 horas del día (Murcia) ....................... 58 Figura 3.16. Frecuencia de la temperatura húmeda anual entre las 8‐20 horas (Murcia) ......................... 59 Figura 3.17. Frecuencia de la temperatura seca anual entre las 8‐20 horas (Murcia) ............................... 59 Figura 3.18. Frecuencia de la temperatura húmeda anual para las 24 horas del día (Pontevedra) .......... 60 Figura 3.19. Frecuencia de la temperatura seca anual para las 24 horas del día (Pontevedra) ................ 60 Figura 3.20. Frecuencia de la temperatura húmeda anual entre las 8‐20 horas (Pontevedra) .................. 61 Figura 3.21. Frecuencia de la temperatura seca anual entre las 8‐20 horas (Pontevedra) ........................ 61 Figura 4.1. Variación del NUT con respecto al Pinch Point en el recuperador y el regenerador ................ 81 4 Figura 4.2. Variación de la eficiencia exergética con respecto al Pinch Point en el recuperador y el regenerador ................................................................................................................................................ 82 Figura 4.3. Irreversibilidades del recuperador y el regenerador frente al Pinch Point. .............................. 83 Figura 4.4. Irreversibilidades del recuperador y variación de la potencia neta de la planta en función del Pinch Point. ................................................................................................................................................. 83 Figura 4.5. Irreversibilidades del recuperador y variación de la potencia neta de la planta en función del Pinch Point. ................................................................................................................................................. 84 Figura 4.6. Diagrama T‐s del ciclo binario en el punto nominal 24 h para torre de refrigeración (Cáceres) .................................................................................................................................................................... 85 Figura 4.7. Diagrama T‐Q del recuperador para refrigeración con torre en su punto nominal 24 h (Cáceres) ..................................................................................................................................................... 87 Figura 4.8. Diagrama T‐Q del regenerador para refrigeración con torre en su punto nominal 24 h (Cáceres) ..................................................................................................................................................... 87 Figura 4.9. Diagrama T‐Q del condensador refrigerado por torre para el punto nominal 24 h (Cáceres) . 88 Figura 4.10. Diagrama T‐s del ciclo binario en el punto nominal 24 h con aerocondensador (Cáceres) .... 90 Figura 4.11. Diagrama T‐Q del recuperador para refrigeración con aerocondensador en su punto nominal 24 h (Cáceres) ............................................................................................................................................. 91 Figura 4.12. Diagrama T‐Q del regenerador para refrigeración con aerocondensador en su punto nominal 24 h (Cáceres) ............................................................................................................................................. 92 Figura 4.13. Diagrama T‐Q del aerocondensador para el punto nominal 24 h (Cáceres) ......................... 93 Figura 4.14. Diagrama T‐s del ciclo binario en el punto nominal 12 h con aerocondensador (Cáceres) .... 94 Figura 4.15. Diagrama T‐Q del recuperador para refrigeración con aerocondensador en su punto nominal 12 h (Cáceres) ............................................................................................................................................. 96 Figura 4.16. Diagrama T‐Q del regenerador para refrigeración con aerocondensador en su punto nominal 12 h (Cáceres) ............................................................................................................................................. 96 Figura 4.17. Diagrama T‐Q del aerocondensador para el punto nominal 12 h (Cáceres) .......................... 97 Figura 4.18. Diagrama T‐s del ciclo binario en el punto nominal 24 h con torre de refrigeración (Jaca) ... 99 Figura 4.19. Diagrama T‐Q del recuperador para refrigeración con torre en su punto nominal 24 h (Jaca) .................................................................................................................................................................... 99 Figura 4.20. Diagrama T‐Q del regenerador para refrigeración con torre en su punto nominal 24 h (Jaca) .................................................................................................................................................................... 99 Figura 4.21. Diagrama T‐s del ciclo binario en el punto nominal 24 h con aerocondensador (Jaca) ....... 101 Figura 4.22. Diagrama T‐Q del recuperador para refrigeración con aerocondensador en su punto nominal 24 h (Jaca) ................................................................................................................................................ 101 Figura 4.23. Diagrama T‐Q del regenerador para refrigeración con aerocondensador en su punto nominal 24 h (Jaca) ................................................................................................................................................ 101 Figura 4.24. Diagrama T‐s del ciclo binario en el punto nominal 12 h con aerocondensador (Jaca) ....... 103 5 Figura 4.25. Diagrama T‐Q del recuperador para refrigeración con aerocondensador en su punto nominal 12 h (Jaca) ................................................................................................................................................ 103 Figura 4.26. Diagrama T‐Q del regenerador para refrigeración con aerocondensador en su punto nominal 12 h (Jaca) ................................................................................................................................................ 103 Figura 4.27. Diagrama T‐s del ciclo binario en el punto nominal 24 h para torre de refrigeración (Murcia) .................................................................................................................................................................. 105 Figura 4.28. Diagrama T‐Q del recuperador para refrigeración con torre en su punto nominal 24 h (Murcia) .................................................................................................................................................... 105 Figura 4.29. Diagrama T‐Q del regenerador para refrigeración con torre en su punto nominal 24 h (Murcia) .................................................................................................................................................... 105 Figura 4.30. Diagrama T‐s del ciclo binario en el punto nominal 12 h para torre de refrigeración (Murcia) .................................................................................................................................................................. 107 Figura 4.31. Diagrama T‐Q del recuperador para refrigeración con torre en su punto nominal 12 h (Murcia) .................................................................................................................................................... 107 Figura 4.32. Diagrama T‐Q del regenerador para refrigeración con torre en su punto nominal 12 h (Murcia) .................................................................................................................................................... 107 Figura 4.33. Diagrama T‐s del ciclo binario en el punto nominal 24 h con aerocondensador (Murcia) ... 109 Figura 4.34. Diagrama T‐Q del recuperador para refrigeración con aerocondensador en su punto nominal 24 h (Murcia) ............................................................................................................................................ 109 Figura 4.35. Diagrama T‐Q del regenerador para refrigeración con aerocondensador en su punto nominal 24 h (Murcia) ............................................................................................................................................ 109 Figura 4.36. Diagrama T‐s del ciclo binario en el punto nominal 12 h con aerocondensador (Murcia) ... 111 Figura 4.37. Diagrama T‐Q del recuperador para refrigeración con aerocondensador en su punto nominal 12 h (Murcia) ............................................................................................................................................ 111 Figura 4.38. Diagrama T‐Q del regenerador para refrigeración con aerocondensador en su punto nominal 12 h (Murcia) ............................................................................................................................................ 111 Figura 4.39. Diagrama T‐s del ciclo binario en el punto nominal 24 h para torre de refrigeración (Pontevedra) ............................................................................................................................................. 113 Figura 4.40. Diagrama T‐Q del recuperador para refrigeración con torre en su punto nominal 24 h (Pontevedra) ............................................................................................................................................. 113 Figura 4.41. Diagrama T‐Q del regenerador para refrigeración con torre en su punto nominal 24 h (Pontevedra) ............................................................................................................................................. 113 Figura 4.42. Diagrama T‐s del ciclo binario en el punto nominal 12 h para torre de refrigeración (Pontevedra) ............................................................................................................................................. 115 Figura 4.43. Diagrama T‐Q del recuperador para refrigeración con torre en su punto nominal 12 h (Pontevedra) ............................................................................................................................................. 115 Figura 4.44. Diagrama T‐Q del regenerador para refrigeración con torre en su punto nominal 12 h (Pontevedra) ............................................................................................................................................. 115 6 Figura 4.45. Diagrama T‐s del ciclo binario en el punto nominal 24 h con aerocondensador (Pontevedra) .................................................................................................................................................................. 117 Figura 4.46. Diagrama T‐Q del recuperador para refrigeración con aerocondensador en su punto nominal 24 h (Pontevedra) ..................................................................................................................................... 117 Figura 4.47. Diagrama T‐Q del regenerador para refrigeración con aerocondensador en su punto nominal 24 h (Pontevedra) ..................................................................................................................................... 117 Figura 4.48. Diagrama T‐s del ciclo binario en el punto nominal 12 h con aerocondensador (Pontevedra) .................................................................................................................................................................. 119 Figura 4.49. Diagrama T‐Q del recuperador para refrigeración con aerocondensador en su punto nominal 12 h (Pontevedra) ..................................................................................................................................... 119 Figura 4.50. Diagrama T‐Q del regenerador para refrigeración con aerocondensador en su punto nominal 12 h (Pontevedra) ..................................................................................................................................... 119 Figura 4.51. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 24 h y refrigerada con torre (Cáceres) ........................................................................................................... 123 Figura 4.52. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 24 h y refrigerada con torre (Cáceres) ................................................................................................................ 123 Figura 4.53. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Cáceres)............ 124 Figura 4.54. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 12 h y refrigerada con torre (Cáceres) ........................................................................................................... 125 Figura 4.55. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 12 h y refrigerada con torre (Cáceres) ................................................................................................................ 125 Figura 4.56. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Cáceres)............ 126 Figura 4.57. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 24 h y refrigerada con aerocondensador (Cáceres) ....................................................................................... 127 Figura 4.58. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 24 h y refrigerada con aerocondensador (Cáceres) ............................................................................................ 127 Figura 4.59. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Cáceres)............ 128 Figura 4.60. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 12 h y refrigerada con aerocondensador (Cáceres) ....................................................................................... 129 Figura 4.61. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 12 h y refrigerada con aerocondensador (Cáceres) ............................................................................................ 129 Figura 4.62. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Cáceres)............ 130 Figura 4.63. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 24 h y refrigerada con torre (Jaca) ................................................................................................................ 131 Figura 4.64. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 24 h y refrigerada con torre (Jaca) ...................................................................................................................... 131 Figura 4.65. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Jaca) ................. 132 7 Figura 4.66. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 12 h y refrigerada con torre (Jaca) ................................................................................................................ 133 Figura 4.67. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 12 h y refrigerada con torre (Jaca) ...................................................................................................................... 133 Figura 4.68. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Jaca) ................. 134 Figura 4.69. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 24 h y refrigerada con aerocondensador (Jaca) ............................................................................................ 135 Figura 4.70. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 24 h y refrigerada con aerocondensador (Jaca) .................................................................................................. 135 Figura 4.71. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Jaca) ................. 136 Figura 4.72. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 12 h y refrigerada con aerocondensador (Jaca) ............................................................................................ 137 Figura 4.73. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 12 h y refrigerada con aerocondensador (Jaca) .................................................................................................. 137 Figura 4.74. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Jaca) ................. 138 Figura 4.75. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 24 h y refrigerada con torre (Murcia) ............................................................................................................ 139 Figura 4.76. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 24 h y refrigerada con torre (Murcia) ................................................................................................................. 139 Figura 4.77. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Murcia) ............. 140 Figura 4.78. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 12 h y refrigerada con torre (Murcia) ............................................................................................................ 141 Figura 4.79. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 12 h y refrigerada con torre (Murcia) ................................................................................................................. 141 Figura 4.80. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Murcia) ............. 142 Figura 4.81. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 24 h y refrigerada con aerocondensador (Murcia) ........................................................................................ 143 Figura 4.82. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 24 h y refrigerada con aerocondensador (Murcia) ............................................................................................. 143 Figura 4.83. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Murcia) ............. 144 Figura 4.84. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 12 h y refrigerada con aerocondensador (Murcia) ........................................................................................ 145 Figura 4.85. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 12 h y refrigerada con aerocondensador (Murcia) ............................................................................................. 145 Figura 4.86. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Murcia) ............. 146 Figura 4.87. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 24 h y refrigerada con torre (Pontevedra) ..................................................................................................... 147 8 Figura 4.88. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 24 h y refrigerada con torre (Pontevedra) .......................................................................................................... 147 Figura 4.89. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Pontevedra)...... 148 Figura 4.90. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 12 h y refrigerada con torre (Pontevedra) ..................................................................................................... 149 Figura 4.91. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 12 h y refrigerada con torre (Pontevedra) .......................................................................................................... 149 Figura 4.92. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Pontevedra)...... 150 Figura 4.93. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 24 h y refrigerada con aerocondensador (Pontevedra) ................................................................................. 151 Figura 4.94. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 24 h y refrigerada con aerocondensador (Pontevedra) ...................................................................................... 151 Figura 4.95. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Pontevedra)...... 152 Figura 4.96. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 12 h y refrigerada con aerocondensador (Pontevedra) ................................................................................. 153 Figura 4.97. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 12 h y refrigerada con aerocondensador (Pontevedra) ...................................................................................... 153 Figura 4.98. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Pontevedra)...... 154 Figura 5.1. Costes de inversión de una planta geotérmica de 20 MW ..................................................... 160 Figura 5.2. Gráfica del coste de operación y mantenimiento en función de potencia neta producida por la planta ....................................................................................................................................................... 161 Figura 5.3. Frecuencia de la temperatura húmeda anual para las 24 horas del día (Pontevedra) .......... 179 Figura 5.4. Frecuencia de la temperatura húmeda anual para las 24 horas del día (Jaca) ...................... 180 Figura 5.6. Frecuencia de la temperatura seca anual para las 24 horas del día (Murcia) ....................... 180 Figura 5.5. Frecuencia de la temperatura seca anual para las 24 horas del día (Jaca) ............................ 180 Figura 6.1. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 24 h y refrigerada con torre (Jaca) ...................................................................................................................... 188 9 Índicedetablas Tabla 2.1. Clasificación de plantas reales en tres rangos de temperatura. ................................................ 35 Tabla 2.2 Zonas geotérmicas españolas ..................................................................................................... 39 Tabla 2.3. Temperatura y profundidad de los yacimientos seleccionados. ................................................ 40 Tabla 3.1. Propiedades de los fluidos orgánicos candidatos ...................................................................... 44 Tabla 3.3. Resultados obtenidos para el caso 1: Central Magmamax. ...................................................... 46 Tabla 3.4. Resultados obtenidos para el caso 2: Central Herber ................................................................ 47 Tabla 3.5. Resultados obtenidos para el caso 3: Central Raft River ........................................................... 47 Tabla 3.6. Configuración y fluido de trabajo óptimos según el tipo de yacimiento .................................... 48 Tabla 4.1. Propiedades termodinámicas para refrigeración con torre en el punto de diseño 24 h (Cáceres) .................................................................................................................................................................... 86 Tabla 4.2. Características de los intercambiadores de calor del ciclo en su punto nominal 24 h refrigerando con torre (Cáceres) ................................................................................................................ 88 Tabla 4.3. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal 24 h con torre de refrigeración (Cáceres) ................................................................................................... 89 Tabla 4.4. Propiedades termodinámicas para refrigeración con aerocondensador en el punto de diseño 24 h (Cáceres) ............................................................................................................................................. 91 Tabla 4.5. Características de los intercambiadores de calor del ciclo en su punto nominal 24 h refrigerando con aerocondensador (Cáceres) ............................................................................................ 93 Tabla 4.6. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal 24 h con aerocondensador (Cáceres) ......................................................................................................... 94 Tabla 4.7. Propiedades termodinámicas para refrigeración con aerocondensador en el punto de diseño 12 h (Cáceres) ............................................................................................................................................. 95 Tabla 4.8. Características de los intercambiadores de calor del ciclo en su punto nominal 12 h refrigerando con aerocondensador (Cáceres) ............................................................................................ 95 Tabla 4.9. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal 12 h con aerocondensador (Cáceres) ......................................................................................................... 97 Tabla 4.10. Propiedades termodinámicas para refrigeración con torre en el punto de diseño 24 h (Jaca) 98 Tabla 4.11. Características de los intercambiadores de calor del ciclo en su punto nominal 24 h refrigerando con torre (Jaca) ...................................................................................................................... 98 Tabla 4.12. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal 24 h con torre de refrigeración (Jaca) ......................................................................................................... 98 Tabla 4.13. Propiedades termodinámicas para refrigeración con aerocondensador en el punto de diseño 24 h (Jaca) ................................................................................................................................................ 100 Tabla 4.14. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal 24 h con aerocondensador (Jaca) ............................................................................................................. 100 10 Tabla 4.15. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal 24 h con aerocondensador (Jaca) ............................................................................................................. 100 Tabla 4.16. Propiedades termodinámicas para refrigeración con aerocondensador en el punto de diseño 12 h (Jaca) ................................................................................................................................................ 102 Tabla 4.17. Características de los intercambiadores de calor del ciclo en su punto nominal 12 h refrigerando con aerocondensador (Jaca) ................................................................................................ 102 Tabla 4.18. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal 12 h con aerocondensador (Jaca) ............................................................................................................. 102 Tabla 4.19. Propiedades termodinámicas para refrigeración con torre en el punto de diseño 24 h (Murcia) .................................................................................................................................................... 104 Tabla 4.20. Características de los intercambiadores de calor del ciclo en su punto nominal 24 h refrigerando con torre (Murcia) ............................................................................................................... 104 Tabla 4.21. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal 24 h con torre de refrigeración (Murcia) .................................................................................................. 104 Tabla 4.22. Propiedades termodinámicas para refrigeración con torre en el punto de diseño 12 h (Murcia) .................................................................................................................................................... 106 Tabla 4.23. Características de los intercambiadores de calor del ciclo en su punto nominal 12 h refrigerando con torre (Murcia) ............................................................................................................... 106 Tabla 4.24. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal 12 h con torre de refrigeración (Murcia) .................................................................................................. 106 Tabla 4.25. Propiedades termodinámicas para refrigeración con aerocondensador en el punto de diseño 24 h (Murcia) ............................................................................................................................................ 108 Tabla 4.26. Características de los intercambiadores de calor del ciclo en su punto nominal 24 h refrigerando con aerocondensador (Murcia) ........................................................................................... 108 Tabla 4.27. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal 24 h con aerocondensador (Murcia) ......................................................................................................... 108 Tabla 4.28. Propiedades termodinámicas para refrigeración con aerocondensador en el punto de diseño 12 h (Murcia) ............................................................................................................................................ 110 Tabla 4.29. Características de los intercambiadores de calor del ciclo en su punto nominal 12 h refrigerando con aerocondensador (Murcia) ........................................................................................... 110 Tabla 4.30. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal 12 h con aerocondensador (Murcia) ......................................................................................................... 110 Tabla 4.31. Propiedades termodinámicas para refrigeración con torre en el punto de diseño 24 h (Pontevedra) ............................................................................................................................................. 112 Tabla 4.32. Características de los intercambiadores de calor del ciclo en su punto nominal 24 h refrigerando con torre (Pontevedra) ........................................................................................................ 112 Tabla 4.33. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal 24 h con torre de refrigeración (Pontevedra) ........................................................................................... 112 11 Tabla 4.34. Propiedades termodinámicas para refrigeración con torre en el punto de diseño 12 h (Pontevedra) ............................................................................................................................................. 114 Tabla 4.35. Características de los intercambiadores de calor del ciclo en su punto nominal 12 h refrigerando con torre (Pontevedra) ........................................................................................................ 114 Tabla 4.36. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal 12 h con torre de refrigeración (Pontevedra) ........................................................................................... 114 Tabla 4.37. Propiedades termodinámicas para refrigeración con aerocondensador en el punto de diseño 24 h (Pontevedra) ..................................................................................................................................... 116 Tabla 4.38. Características de los intercambiadores de calor del ciclo en su punto nominal 24 h refrigerando con aerocondensador (Pontevedra) .................................................................................... 116 Tabla 4.39. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal 24 h con aerocondensador (Pontevedra) ................................................................................................. 116 Tabla 4.40. Propiedades termodinámicas para refrigeración con aerocondensador en el punto de diseño 12 h (Pontevedra) ..................................................................................................................................... 118 Tabla 4.41. Características de los intercambiadores de calor del ciclo en su punto nominal 12 h refrigerando con aerocondensador (Pontevedra) .................................................................................... 118 Tabla 4.42. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal 12 h con aerocondensador (Pontevedra) ................................................................................................. 118 Tabla 4.43. Resultados de los distintos escenarios para el punto de diseño de las distintas plantas de estudio ...................................................................................................................................................... 121 Tabla 4.44. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación (Cáceres) ................................................................................................................................................... 124 Tabla 4.45. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación (Cáceres) ................................................................................................................................................... 126 Tabla 4.46. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación (Cáceres) ................................................................................................................................................... 128 Tabla 4.47. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación (Cáceres) ................................................................................................................................................... 130 Tabla 4.48. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación (Jaca) .................................................................................................................................................................. 132 Tabla 4.49. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación (Jaca) .................................................................................................................................................................. 134 Tabla 4.50. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación (Jaca) .................................................................................................................................................................. 136 Tabla 4.51. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación (Jaca) .................................................................................................................................................................. 138 Figura 4.52. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación (Murcia) .................................................................................................................................................... 140 12 Tabla 4.53. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación (Murcia) .................................................................................................................................................... 142 Tabla 4.54. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación (Murcia) .................................................................................................................................................... 144 Tabla 4.55. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación (Murcia) .................................................................................................................................................... 146 Tabla 4.56. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación (Pontevedra) ............................................................................................................................................. 148 Tabla 4.57. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación (Pontevedra) ............................................................................................................................................. 150 Tabla 4.58. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación (Pontevedra) ............................................................................................................................................. 152 Tabla 4.59. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación (Pontevedra) ............................................................................................................................................. 154 Tabla 4.60. Producción eléctrica anual para la fase de operación de las distintas plantas de estudio .... 155 Tabla 5.1. Distribución de los costes de inversión .................................................................................... 160 Tabla 5.2. Coste de operación y mantenimiento en función de la potencia de la planta ......................... 161 Tabla 5.3. Estudio teórico para una planta de 5 MW de potencia nominal ............................................. 165 Tabla 5.4. Estudio teórico para una planta de 10 MW de potencia nominal ........................................... 166 Tabla 5.5. Estudio teórico para una planta de 15 MW de potencia nominal ........................................... 167 Tabla 5.6. Estudio teórico para una planta de 20 MW de potencia nominal ........................................... 168 Tabla 5.7. Caudales de fluido orgánico y geotérmico correspondiente a las plantas de 20 MW ............. 170 Tabla 5.8. Planta de Cáceres de 20 MW de potencia nominal refrigerada con torre ............................... 171 Tabla 5.9. Planta de Cáceres de 20 MW de potencia nominal refrigerada con aerocondensador .......... 172 Tabla 5.10. Planta de Jaca de 20 MW de potencia nominal refrigerada con torre .................................. 173 Tabla 5.11. Planta de Jaca de 20 MW de potencia nominal refrigerada con aerocondensador .............. 174 Tabla 5.12. Planta de Murcia de 20 MW de potencia nominal refrigerada con torre .............................. 175 Tabla 5.13. Planta de Murcia de 20 MW de potencia nominal refrigerada con aerocondensador .......... 176 Tabla 5.14. Planta de Pontevedra de 20 MW de potencia nominal refrigerada con torre ....................... 177 Tabla 5.15. Planta de Pontevedra de 20 MW de potencia nominal refrigerada con aerocondensador... 178 Tabla 5.16. Análisis de sensibilidad para la central de Pontevedra en función de la potencia producida 181 Tabla 6.1 Configuración y fluido de trabajo para cada rango de temperatura ........................................ 186 Tabla 6.2. Viabilidad económica de la planta de Pontevedra refrigerada con torre bajo el nuevo escenario .................................................................................................................................................................. 189 13 1. Introducción 1. Introducción 1.1. Motivacióndelproyecto El desarrollo de la sociedad actual se caracteriza por depender cada vez más de la energía eléctrica debido al mayor consumo en las ciudades: industria, comercio y hogares. Esto, unido al encarecimiento y al progresivo agotamiento de los combustibles fósiles y el impacto medioambiental, plantea la necesidad de apostar por las fuentes de energías renovables y la eficiencia energética como principios básicos para conseguir un desarrollo sostenible. Si añadimos a esto, la alta dependencia energética española del exterior (en torno al 80%), parece imprescindible aprovechar las fuentes de energía existentes. Ante esta necesidad surge la energía geotérmica, que se encuentra almacenada bajo la superficie de la Tierra en forma de calor, presentando un potencial enorme, que se ha aprovechado mínimamente. Sus aplicaciones van desde usos térmicos, para baja temperaturas (por debajo de los 100°C), hasta la producción de electricidad cuando se trata de yacimientos de media y alta temperatura (superiores a los 100‐ 120°C) España cuenta con una estructura geológica propicia para la presencia de recursos geotérmicos en el subsuelo. De hecho, numerosos estudios realizados al respecto lo corroboran. El aprovechamiento térmico de yacimientos de baja temperatura está comenzando a desarrollarse en España mediante aplicaciones con bomba de calor. Sin embargo, la aplicación eléctrica carece de explotación alguna dentro del territorio nacional. Por ello, el presente proyecto se centra en un estudio del aprovechamiento de la energía geotérmica con fines eléctricos en España. Para llevarlo a cabo, se evaluarán distintas ubicaciones donde existan yacimientos de media temperatura y se realizará un análisis técnico‐económico de las distintas plantas de estudio, con el fin de caracterizar cada uno de ellos y definir su rentabilidad. En primer lugar, antes de ubicar las plantas en los distintos yacimientos españoles, se realiza un estudio de las centrales geotérmicas de ciclo binario existentes clasificando los recursos geotérmicos en tres rangos de temperatura. Se determina el fluido y la configuración óptima para cada rango con el objetivo de establecer una pauta de diseño a la hora de plantearse la construcción de una planta de estas características. La ubicación de las plantas se determinan a través de estudios previos realizados por el Instituto Geológico y Minero de España (IGME), donde han localizado los yacimientos geotérmicos españoles determinando su temperatura. Se han ubicado las plantas de estudio en: Cáceres, Jaca, Murcia y Pontevedra, puesto que existen recursos de media temperatura que son el objeto de este proyecto. Además, se ha tenido en cuenta las diferencias climáticas que presentan las zonas seleccionadas con el fin de realizar un estudio exhaustivo del potencial geotérmico español. La configuración y el fluido de cada planta se han escogido acorde al estudio realizado anteriormente. 17 1. Introducción Una vez determinada la ubicación, el fluido de trabajo y la configuración de las distintas plantas, se procede al modelado de las mismas. Se diseña la planta en su punto nominal teniendo en cuenta que los pozos geotérmicos funcionan al 100% y bajo las condiciones ambientales más frecuentes, es decir, se establecen las condiciones del foco frío a través de la temperatura ambiente con mayor frecuencia anual. A continuación se modela la operación de la planta fuera de su punto nominal, ya sea debido a variaciones en el foco caliente como en el foco frío. Las variaciones en el foco caliente se deben principalmente a averías en los pozos geotérmicos, mientras que las producidas en el foco frío vienen provocadas por cambios de la temperatura ambiente, lo que modificará las condiciones de condensación del ciclo. A partir de aquí, se obtendrá la energía eléctrica producida por la planta a lo largo de un año, la cual será vendida a la red. Por último, se realiza un estudio de viabilidad económica de cada una de las plantas con el fin de determinar su rentabilidad. Se contemplan dos situaciones, la primera corresponde a la venta de la electricidad atendiendo a la tarifa de régimen especial de la Orden IET/3586/2011. Debido a la entrada en vigor del Real Decreto‐ley 1/2012, por el que se suspenden las tarifas de régimen especial a las instalaciones de nueva construcción, aparece un nuevo escenario de rentabilidad, puesto que la tarifa de venta se rige por la del mercado, reduciendo la rentabilidad del proyecto. En ambos casos, se comprobarán los tamaños de planta que conduzcan a resultados económicos favorables. 1.2. Objetivosdelproyecto Los objetivos del proyecto se resumen en los siguientes puntos: • Identificación plantas de ciclo binario existentes y clasificarlas en tres rangos de temperaturas. • Selección de la configuración y del fluido de trabajo más adecuados para cada uno de los tres rangos de temperatura seleccionados anteriormente. • Selección de los distintos yacimientos presentes en la geografía española y modelar el ciclo binario correspondiente en su punto nominal. • Implantación de la fase de operación a carga parcial (cambios en el foco caliente), y las variaciones en el foco frio debido a las condiciones ambientales. • Análisis de la viabilidad económica de cada una de las plantas. 18 2. Estadodelatécnica 2. Estado de la técnica La energía geotérmica, que se encuentra en el subsuelo terrestre, es una fuente de energía renovable que presenta un potencial enorme pese a que su aprovechamiento es mínimo en la actualidad. El recurso geotérmico para climatización, puede encontrarse en cualquier sitio del mundo; sin embargo, la energía de media y alta temperatura, necesaria para la generación eléctrica se encuentra en menor medida. A pesar de esto tiene un alto potencial para generación eléctrica cuando se trata de yacimientos de entre 120‐300°C. La temperatura de los yacimientos de media temperatura puede ser aprovechada mediante un Ciclo de Rankine Orgánico (ORC) en una planta de ciclo binario para la producción de electricidad. Se adopta este tipo de tecnología cuando la temperatura del recurso geotérmico no es demasiado alta o si el fluido geotérmico tiene una elevada salinidad lo que imposibilitaría su uso directo en el ciclo termodinámico. 2.1. Recursosgeotérmicos La estructura interna de la tierra está formada por distintas capas tal y como se muestra en la figura 2.1. El núcleo, que es sólido en su parte interna y líquido en la externa, se encuentra a unos 6.300 km de profundidad y alcanza temperaturas de entorno a los 4200°C. Esta temperatura va disminuyendo a medida que se aproxima a la superficie terrestre. El manto, está compuesto por roca fundida en estado plástico, envuelve al núcleo y alcanza temperaturas entre los 3000°C y 1000°C. Figura 2.1. Estructura interna de la tierra. (Fuente: Guía de la energía geotérmica [1]) 21 2. Estado de la técnica La corteza terrestre corresponde a la envoltura superficial de la tierra. Presenta un espesor de entre 5 y 20 km en las profundidades oceánicas y desde 30 a 70 km en los continentes. Se estima que la temperatura de la corteza ronda los 1.100°C a unos 35 km de profundidad y considerando que la temperatura de la superficie terrestre es de 10°C, el gradiente térmico es de 3,1°C por cada 100 m de profundidad [2]. La corteza terrestre está formada por placas tectónicas, que se encuentran en constante movimiento y renovación. Las placas tectónicas se generan en zonas de la corteza terrestre denominadas dorsales debido a las corrientes que se producen en el manto. Del mismo modo, las placas se destruyen en otras partes de la corteza terrestre, donde las placas chocan entre sí, produciéndose el fenómeno de subducción. Este fenómeno, se produce por el choque de una placa oceánica con una continental, la cual es más densa y empuja a la primera hacia el manto (figura 2.2.). La subducción produce una gran cantidad de calor debido a la fricción que se produce entre las placas, lo que produce la consiguiente fusión de la litosfera generando magma, el cual da lugar a volcanes. En estas zonas se producen gradientes de temperatura anómalos que son ideales para la generación eléctrica. Figura 2.2. Fenómeno de subducción. (Fuente: Guía Técnica de Generación Eléctrica de Origen Geotérmico [2]) El origen del calor interno terrestre se basa en los siguientes fenómenos: ‐ Calor inicial: tiene origen en la formación del planeta Tierra hace unos 4.500 millones de años. ‐ Desintegración de isótopos radiactivos: contenidos en la corteza terrestre, formados por U‐235, U‐238, Th‐232, K‐40, son una fuente de generación de calor. ‐ Movimientos diferenciales: se producen entre las distintas capas terrestres, concretamente entre el manto y el núcleo externo. ‐ Cristalización del núcleo externo: este cristaliza continuamente y en la zona de contacto con el núcleo interno que se encuentra en estado sólido se libera calor. 22 2. Estado de la técnica Debido a la gran diferencia térmica entre el interior y la superficie terrestre, se produce un flujo constante de calor hacia el exterior alcanzando un total de 42 TJ. Sin embargo, solamente una pequeña cantidad de este calor es aprovechable por el ser humano con fines térmicos o para ser aprovechado para generar electricidad. Para el aprovechamiento en generación eléctrica es necesario alcanzar temperaturas relativamente elevadas, por encima de los 100°C. Sólo en zonas con un gradiente térmico superior al habitual se podrán alcanzar estas temperaturas a una profundidad asumible. En estas zonas se pueden alcanzar temperaturas de 120°C ‐ 300°C a profundidades de 1.500 m‐ 2.500 m, mientras que en las zonas con gradiente térmico medio las temperaturas a dichas profundidades alcanzarían valores entorno a los 50°C ‐ 80°C. Cuando se dan las condiciones favorables en una zona geográfica concreta para poder explotar de forma económica un recurso geotérmico del subsuelo, se determina que existe un yacimiento geotérmico. Los yacimientos se pueden clasificar conforme a distintos criterios, ya sean geológicos, según su forma de explotación o de nivel de temperatura, siendo esta última la más empleada. 2.1.1. Clasificaciónenfuncióndesutemperatura Yacimientos de baja temperatura Estos yacimientos alcanzan unas temperaturas entre 30 y 100°C y pueden encontrarse en zonas donde el gradiente de temperatura sea normal o ligeramente superior. Su aplicación se basa en el uso directo del calor, es decir, con fines térmicos (calefacción, procesos industriales, balnearios) o en aprovechamiento con bomba de calor. La única condición geológica que deben cumplir estos yacimientos para poder ser explotados de forma económica y viable es su presencia en profundidades adecuadas, entre 1.500 y 2.500 m, de formaciones geológicas permeables capaces de dejar circular fluidos que extraigan el calor del subsuelo. En zonas con gradiente geológico habitual de 3,1°C por cada 100 m, se pueden alcanzar temperaturas de 70°C a profundidades de unos 2.000 m. Yacimientos de media temperatura Son yacimientos en los que el recurso geotérmico alcanza temperaturas comprendidas entre los 100 y 150°C. Se encuentran en numerosas zonas muy localizadas del planeta, donde existe una intrusión magmática o en zonas con elevada concentración de isótopos radiactivos. Dependiendo de la naturaleza del yacimiento se pueden encontrar a profundidades entre los 1.000 hasta los 4.000 m. Las temperaturas a las que se encuentra el recurso geotérmico en este tipo de yacimientos permiten su uso para la producción de electricidad, sobre todo mediante ciclos binarios. Estos ciclos suelen emplear un fluido orgánico, que permite el aprovechamiento eficiente de temperaturas no muy elevadas. 23 2. Estado de la técnica Yacimientos de alta temperatura En los yacimientos de alta temperatura existe un foco de calor que se encuentra a más de 150°C y a alta presión. Se localizan en zonas con un flujo de calor anómalo donde el gradiente geotérmico es extraordinariamente elevado y se suelen explotar a profundidades comprendidas entre 1.500 y 3.000 m. Estos yacimientos suelen estar ubicados en zonas geológicas con alta actividad sísmica, formación de cordilleras y principalmente en regiones volcánicas situadas en los límites de las placas tectónicas. Es en estos bordes donde se generan bolsas de magma al escaparse y ascender desde el manto hacia la corteza terrestre. En estos casos el calor se transmite principalmente por convección, lo que los hace más interesantes a la hora de su explotación. Al presentar altas temperaturas, en estos yacimientos es óptimo su aprovechamiento para la producción de electricidad. 2.1.2. Clasificaciónenfuncióndesunaturalezageológica Existen tres tipos principales de yacimientos aprovechables para la generación eléctrica en función de su naturaleza geológica: Yacimientos hidrotermales convencionales Este tipo de yacimientos son los más habituales y reúnen las siguientes características básicas (figura 2.3.): ‐ Una gran fuente de calor: una bolsa de magma situada a una profundidad entre los 5 y 10 km que se encuentre a una temperatura de 700‐1.000°C. ‐ Acuífero permeable: rocas permeables que permitan la circulación de agua y faciliten la extracción de calor del yacimiento geotérmico. ‐ Suministro de agua: que remplace el agua extraída por los pozos de producción y la que se escapa por las fuentes termales. ‐ Capa impermeable: materiales impermeables situados alrededor del acuífero que mantenga el agua y la presión atrapada en el yacimiento. Son los yacimientos más habitualmente explotados en la actualidad debido a la presencia de un fluido geotérmico natural. Los yacimientos de este tipo contienen agua a alta temperatura y presión, la cual, frecuénteme, contiene sales disueltas y gases como SH2, CO2, etc. 24 2. Estado de la técnica Figura 2.3.Yacimiento hidrotermal convencional. (Fuente: Guía de la energía geotérmica [1]) A medida que el agua asciende por el pozo de producción hacia la superficie se genera una gran cantidad de vapor debido a que disminuye bruscamente la presión y si las características del fluido son adecuadas se hacen pasar por una turbina para generar electricidad. Yacimientos de roca seca caliente (HDR) A diferencia de los yacimientos hidrotermales, éstos no presentan agua suficiente y suficiente permeabilidad para poder ser empleada como fluido geotérmico y extraer el calor. Sin embargo, cumple las condiciones necesarias de presentar una fuente de calor a una profundidad accesible, de ahí que puedan ser utilizados por el ser humano mediante Sistemas Geotérmicos Estimulados (EGS), representado en la figura 2.4. Figura 2.4. Sistema Geotérmico Estimulado (EGS). (Fuente: Guía de la energía geotérmica [1]) 25 2. Estado de la técnica Mediante sistema EGS se mejora la permeabilidad del yacimiento inyectando, a través de un sondeo grandes cantidades de agua fría a presión con el fin de realizar fracturas (hidrofracturación) por las que el agua pueda circular. Un vez el yacimiento se encuentra en condiciones de explotación se extrae el agua caliente inyectada anteriormente y será aprovechada mediante un ciclo binario. En él se producirá un intercambio de calor con un fluido orgánico de trabajo para generación eléctrica. Posteriormente el agua es reinyectada de nuevo al yacimiento para su reutilización. Esta técnica no solo sirve para crear nuevos yacimientos, sino que se puede utilizar para ampliar los existentes con el fin de extraer más calor y el consiguiente aumento de las reservas geotérmicas. Los yacimientos de roca caliente son los más habituales en España y por tanto son los que se abordarán en el presente proyecto. El tipo de planta más adecuado para explotar estos yacimientos es mediante ciclos binarios, puesto que presentan la ventaja de poder aprovechar temperaturas medias y que el fluido geotérmico es reutilizado en el yacimiento. ‐ Yacimientos geopresurizados: son yacimientos donde el fluido confinado se encuentra sometido a grandes presiones, del orden de 700 atm y a temperaturas en torno a los 180°C [2]. Esto supone entorno a un 40‐90% superior a la presión hidrostática que le correspondería a la profundidad a la que se encuentran. Estos yacimientos han sido descubiertos debido a exploraciones petrolíferas y presentan dificultades de explotación debido a las altas presiones y la elevada profundidad (6.000 m) a la que se encuentran, lo que dificulta las labores de perforación. ‐ Yacimientos de magma: en este tipo de yacimientos se utiliza directamente el calor del magma mediante la inyección de agua fría a presión, por medio de sondeos, hasta topar directamente con la bolsa magmática. En este proceso parte del magma se solidifica y fractura con el estrés térmico creando una zona permeable que permite extraer el agua caliente del yacimiento. Sin embargo, la tecnología actual hace inviable los sistemas de perforación que permitan acceder al magma, por lo que carecen de explotación. 2.2. Técnicasdeexploraciónyperforación La fase de exploración y perforación constituye una parte crucial en la construcción de una planta geotérmica. De hecho más de la mitad de los costes de inversión, en torno a un 60% [4], se imputan a estas tareas. Por ello, habrá que prestar atención a las técnicas con las que se realizan estas fases, puesto que pueden condicionar la rentabilidad del proyecto. 26 2. Estado de la técnica 2.2.1. Exploración Hay cinco objetivos que un programa de exploración para la construcción de una planta de generación eléctrica debe cumplir: ‐ Localizar las zonas con roca caliente. ‐ Estimar el volumen, la temperatura y la permeabilidad del yacimiento. ‐ Predecir el tipo de yacimiento a explotar, ya sea hidrotermal, de roca seca caliente, etc. ‐ Si hay fluido en el yacimiento, predecir la naturaleza química del mismo. ‐ Pronosticar el potencial eléctrico para un mínimo de 20 años de vida útil. Todas estas premisas condicionan la construcción de la planta geotérmica. Conocer la temperatura del yacimiento y sus distintas propiedades es crucial para elegir el tipo de tecnología a emplear. Este estudio preliminar determina la viabilidad del proyecto, por lo que habrá que prestar especial atención. Con el fin de conseguir los objetivos anteriormente citados, la exploración sigue los siguientes pasos: 1) Estudio de la literatura: analizar los estudios de exploración realizados con el fin de situar los posibles yacimientos existentes en la zona donde se vaya a construir la planta. El Instituto Geológico y Minero de España (IGME) ha realizado varis estudios clasificando y localizando los yacimientos presentes en la geografía española. 2) Exploración aérea: una imagen aérea de la zona en cuestión puede dar información sobre la naturaleza estructural del terreno; localización de manifestaciones térmicas anómalas mediante el uso de visión infrarroja; medidas geomagnéticas; referencias geográficas para guiar posteriores estudios sobre el terreno y realizar cartografías geológicas. 3) Estudio geológico: se realiza en el suelo que se quiera examinar y permite detectar y caracterizar fallas recientes; la distribución y la antigüedad de rocas volcánicas presentes en la zona; localizar manifestaciones térmicas naturales y el suelo alterado por razones hidrotermales. 4) Estudió hidrológico: permite detectar si en el yacimiento hay fluido geotérmico y en ese caso determinar sus propiedades físicas y químicas. Además incluye un estudio de la meteorología de la zona y la forma de recarga de fluido en el yacimiento. 5) Estudio geoquímico: este estudio pretende determinar si el fluido está en fase vapor o líquido dominante; estimar su temperatura mínima y caracterizar la recarga natural del yacimiento. 27 2. Estado de la técnica 6) Estudio geofísico: permite determinar el flujo de calor presente en el yacimiento, su conductividad eléctrica, temperatura, densidad y su sensibilidad magnética. 2.2.2. Perforación Después de haber terminado el proceso de exploración, habiendo analizado rigurosamente los datos, se procede a la siguiente paso, la fase de perforación. Esta fase, supone un coste significativamente mayor que la de exploración, por ello se debe acometer únicamente después de haber realizado un estudio geológico exhaustivo del yacimiento del que se arrojen datos positivos. Figura 2.5. Fase de perforación. (Fuente: http://www.mannvit.com) Generalmente se taladran tres pozos en una etapa inicial [3] con el fin de confirmar los resultados del estudio de exploración. De hecho, se pueden considerar parte de la exploración y por tanto, debe recabarse la mayor cantidad de información posible durante la perforación. Dichos pozos se situarán en las zonas más prometedoras del yacimiento, situándose, preferentemente, en forma de triángulo y abarcando la mayor superficie posible para definir una zona productiva. Para el funcionamiento del sistema geotérmico son necesarios dos tipos de pozos, los de producción y los de inyección. Estos deben estar separados entre sí a fin de evitar la influencia del agua fría inyectada sobre el fluido caliente extraído. La distancia mínima entre los pozos de producción e inyección depende en cierta medida de la vida útil de la planta. Fernández Díez establece una expresión de la distancia mínima a la que dichos pozos deben situarse, considerando una vida útil del yacimiento de 30 años (donde se representa la distancia en función del caudal de extracción del pozo) [2]: 37 / 28 2. Estado de la técnica La perforación de los pozos se realiza mediante un taladro dentado que describe un movimiento rotatorio ejerciendo una fuerza vertical sobre el suelo rocoso. Los fragmentos de roca desprendidos deben extraerse para que la perforación pueda avanzar. Por ello, es necesario emplear un fluido de taladrado que, además, permite refrigerar y lubricar el taladro y prevenir el colapso del pozo mientras se está perforando. 2.3. Tiposdeplantasgeotérmicasdegeneracióneléctrica 2.3.1. Centralesgeotérmicasflashodevaporhúmedo Aprovechan el fluido geotérmico que llega como agua bifásica (vapor‐líquido). Este tipo de yacimientos son los más habituales, alcanzando en 2005 el 65,8% (5.832 MW, 210 centrales) de las centrales instaladas. Los yacimientos aprovechables mediante este tipo de tecnología son los de alta temperatura (175‐310ºC). En los yacimientos de líquido predominante, el agua confinada se encuentra bajo unas condiciones de presión y temperatura que la mantienen en estado líquido. Sin embargo, al perforar el yacimiento se produce una variación en las condiciones del mismo, de forma que parte del agua pasa a estado vapor al descender a la presión atmosférica. Se produce una evaporación flash y se origina un fluido bifásico, donde la fracción de vapor resultante se conduce a una turbina para producir electricidad. 2.3.2. Centralesgeotérmicasdevaporseco El fluido que llega a la superficie es vapor en estado de saturación o bien ligeramente sobrecalentado. Fueron el primer tipo de plantas de generación geotérmica en alcanzar un estatus comercial. Su historia se remonta a principios del siglo XX. Este tipo de plantas son más simples y económicas que las de tipo flash, debido a que se dispone del recurso directamente en fase vapor. Sin embargo, los estos yacimientos son muy escasos; de hecho sólo se han descubierto cinco en el mundo donde se existen un gran número de centrales: Japón (Matsukawa), Indonesia (Kamojang), Nueva Zelanda (Wairakei), Estados Unidos (The Geysers y Cove Fort) e Italia (Lardarello). A finales de 2004, había 63 plantas de este tipo, lo que representaba un 13,5% del número de plantas mundiales. Estas plantas sumaban un total 2.460 MW lo que suponía un 28% del total de potencia instalada en plantas eléctricas geotérmicas. En este tipo de yacimientos el fluido se extrae en fase vapor a una temperatura mayor de 200ºC, con unas presiones del pozo cerrado de hasta 35 bar. Este es dirigido directamente a una turbina para la obtención de electricidad. 29 2. Estado de la técnica En las centrales geotérmicas flash y de vapor seco cabe destacar varios tipos de tecnologías empleadas para la explotación de los recursos geotérmicos: Ciclo directo sin condensación (Figura 2.6.): es el ciclo más simple y más barato en cuanto al coste de la planta. Consiste en separar la fase líquida, que será reinyectada, y la de vapor del fluido procedente del yacimiento geotérmico y expandir este último en una turbina que descarga al ambiente. Estas unidades pueden llegar a consumir doble cantidad de vapor por kilovatio producido que las unidades con condensación. Se suele utilizar para pequeños suministros locales a partir de pozos aislados. Su uso es obligado cuando los gases no condensables contenidos en el vapor superen el 50% o cuando el contenido total de gases exceda del 10%, puesto que su separación supondría un alto coste. Figura 2.6. Ciclo directo sin condensación. (Fuente: elaboración propia) Ciclo directo con condensación (Figura 2.7.): es el más común de los ciclos utilizados en los yacimientos de vapor seco, como en las centrales de Larderello (Italia), The Geysers (USA) y Matsukawa (Japón). El vapor que pasa por las turbinas es condensado extrayéndose los gases contenidos en el mismo. 30 2. Estado de la técnica Figura 2.7. Ciclo directo con condensación. (Fuente: elaboración propia) 2.3.3. Centralesgeotérmicasdeciclobinario El aprovechamiento de la energía geotérmica mediante ciclos binarios viene utilizándose desde hace bastante tiempo. El primer ciclo binario geotérmico se puso en marcha en Paratunka, cerca de la ciudad de Petropavlovsk, en la península rusa de Kamchatka, en 1967. Su potencia era de 670 kW y proporcionaba electricidad y calor a un pequeño pueblo y sus granjas cercanas. Se adopta esta tecnología cuando la temperatura del recurso no es muy elevada (120ºC‐170ºC) o el fluido geotérmico tiene una elevada salinidad, lo que imposibilitaría su expansión en una turbina de vapor, debido a problemas de corrosión. Se utiliza un fluido secundario, normalmente de carácter orgánico, que tenga un comportamiento termodinámico adecuado, es decir, bajo punto de ebullición y alta presión de vapor a bajas temperaturas. El fluido geotérmico pasa través de un intercambiador de calor y posteriormente es reinyectado en el almacén geotérmico para reanudar el ciclo. A través del intercambiador se cede calor al fluido secundario, que se evapora y se expande en la turbina y posterior mente es enfriado y condensado completando un circuito cerrado. Debido a las ventajas que ofrece el fluido de trabajo (orgánico) con respecto al agua empleada en un ciclo de Rankine convencional permite que el ciclo sea más compacto y con menos elementos, por lo que se presentan las siguientes configuraciones principales: Ciclo binario básico (sin regeneración, Figura 2.8.): el fluido binario se expande la turbina, es condensado, bombeado, es calentado y evaporado para comenzar el ciclo. 31 2. Estado de la técnica Figura 2.8. Ciclo binario básico. (Fuente: elaboración propia) Ciclo binario con regeneración (Figura 2.9.): el fluido binario es precalentado a través de un regenerador antes de ser evaporado en el recuperador. Figura 2.9. Ciclo binario con regeneración. (Fuente: elaboración propia) Además de estas dos configuraciones principales también se presentan las variantes de las Figuras 2.10. y 2.11. para mejorar el rendimiento del recuperador: 32 2. Estado de la técnica Ciclo binario de doble presión (Figura 2.10.): tiene dos procesos de evaporación y calentamiento a dos presiones distintas, por lo que la turbina tendrá que ser de doble admisión. Está diseñado para reducir las pérdidas termodinámicas que se producen en el recuperador, al aproximar mejor las curvas de transmisión de calor (T‐Q) del fluido geotérmico y el fluido de trabajo. Figura 2.10. Ciclo binario de doble presión. (Fuente: elaboración propia) Ciclo binario de doble fluido (Figura 2.11.): esta configuración solo se utiliza cuando la temperatura salida de la turbina del ciclo principal sea lo suficientemente alta como para ser aprovechado por otro fluido orgánico. Los dos ciclos quedan ligados por un intercambiador, que funciona como condensador para el ciclo superior y como recuperador para el ciclo inferior. Figura 2.11. Ciclo binario de doble fluido. (Fuente: elaboración propia) 33 2. Estado de la técnica 2.4. Centralesdeciclobinarioexistentes Hoy en día, los ciclos binarios son los más utilizados en las plantas geotérmicas de producción eléctrica, operando en 155 plantas en todo el mundo (julio de 2004), generando un total de 274 MW de potencia en 16 países. Constituyen el 33% de todas las plantas geotérmicas, pero sólo generan el 3% de la potencia geotérmica total. Lo que indica, que la potencia media por unidad es pequeña, del orden de 1,8 MWe/unidad. Se han definido tres rangos de temperatura con el fin de seleccionar la configuración y el fluido más apropiado para los distintos yacimientos geotérmicos aprovechables mediante un ciclo binario. Para ello se ha realizado un estudio de tres plantas reales que presentan características significativas: Central Magmamax: se sitúa en el Imperial Valley de California, EE.UU, aprovechando como recurso geotérmico el yacimiento de East Mesa. Se trata de un yacimiento hidrotermal convencional, el cual se caracteriza por alcanzar elevadas temperatura, en torno a los 200°C a una profundidad de unos 2500 m. Sin embargo, el fluido geotérmico presenta altos contenidos en sales lo que le hacen muy corrosivo. Por ello, se decidió construir una planta binaria de doble fluido en cuyos ciclos se utilizaban el isobutano y el propano, ambos orgánicos. La temperatura de entrada del fluido geotérmico en el recuperador alcanza una los 177°C, saliendo a una temperatura en torno a los 75°C, del cual se emplean 214 kg/s de caudal másico. La planta genera una potencia neta de unos 10,5 MW presentando una utilización anual del 96,8% [3]. Central Herber: se encuentra ubicada en la ciudad de Herber, California. Utiliza al igual que la central Magmamax el yacimiento geotérmico de East Mesa, ya que se sitúa en la zona del Imperial Valley. En esta zona el fluido geotérmico no alcanza temperaturas tan altas situándose en 166°C a la entrada del recuperador del Ciclo de Rankine orgánico ORC). Se emplea isopentano como fluido de trabajo del ciclo, el cual absorbe el calor de los 756 kg/s de fluido geotérmico que es reinyectado al yacimiento a 96°C. Se obtienen 33 MW de potencia netos presentando un rendimiento neto del 10,5% [3]. Central Raft River: su nombre lo recibe debido a que se encuentra en la zona de Raft River, Idaho. Fue diseñada por el Laboratorio Nacional de Ingeniería de Idaho. Esta planta utiliza un fluido geotérmico a la relativamente baja temperatura de 143°C empleando 131 kg/s de isobutano como fluido de trabajo del ciclo. La potencia neta de la planta alcanza los 3,35 MW . En la tabla 2.1. se resumen las características de cada planta y se observa cómo cada una de ellas representa a un rango de temperaturas distintas. 34 2. Estado de la técnica Tabla 2.1. Clasificación de plantas reales en tres rangos de temperatura. (Fuente: elaboración propia) CASO 1: Central Magamamax CASO 2: Central Herber CASO 3: Central Raft River Tge [°C] 177 166 143 Tgs [°C] 75 70 62 ΔT [°C] 102 96 81 mg [kg/s] 214 756 131 Wneta [MW] 10,5 33 3,35 A partir de estos valores se realizará un estudio para determinar el ciclo y el fluido de trabajo óptimos para cada rango de temperatura. Este estudio se llevará a cabo más adelante en el tercer apartado del proyecto que corresponde al modelado de la planta. 2.5. CiclodeRankineOrgánico(ORC) Las plantas binarias, en su mayoría emplean un fluido orgánico como fluido de trabajo en un ciclo muy similar al de Rankine convencional. Este tipo de ciclos se denominan Ciclos de Rankine Orgánicos (ORC) y son ideales para aprovechar calor de media y baja temperatura para producir electricidad. Los ORCs son muy parecidos, desde el punto de vista termodinámico, a las plantas de combustibles fósiles y nucleares donde el fluido de trabajo (generalmente agua) realiza un ciclo cerrado. Presentan los mismos procesos que un ciclo de Rankine convencional, pero debido a las diferencias presentes en el fluido de trabajo utilizan menos equipos, siendo éstos además más compactos. Los ORCs se vienen utilizando desde hace años para la generación eléctrica aprovechando el calor de un foco caliente de media temperatura (por debajo de los 200°C). Sus campos de aplicación son diversos abarcando centrales de biomasa, ciclos de cola de procesos industriales, motores alternativos, plantas de biogás y por supuesto en plantas geotérmicas [8]. 2.5.1. CaracterísticasdelosORCs Los ORCs emplean un fluido orgánico, principalmente de la familia de los hidrocarburos (ya sean naturales o halogenados), como fluido de trabajo en el ciclo termodinámico. Esto aporta a estos ciclos ciertas ventajas sobre el uso de agua en los ciclos de Rankine convencionales: ‐ Presión de condensación superior a la atmosférica: esto es interesante, puesto que imposibilita la entrada de aire al ciclo, lo que supone prescindir del desgasificador, simplificando de este modo la configuración del ciclo. 35 2. Estado de la técnica ‐ Pendiente positiva de la línea de vapor saturado en el diagrama T‐s: esta propiedad evita tener que sobrecalentar el fluido de de trabajo, para controlar la humedad a la salida de la turbina, pudiéndose realizar la expansión en la turbina a partir de vapor saturado. Esta propiedad determina que a la salida de la turbina la temperatura del fluido sea aún elevada, con lo que se puede implantar una regeneración sin necesidad de realizar extracciones en la turbina. ‐ Entalpia de vaporización reducida: permite que el recuperador se reduzca a un intercambiador de calor, con la consiguiente simplificación de la instalación. Se evita así la presencia de calderines en el evaporador, muy habituales en las centrales subcríticas de vapor de agua. ‐ Temperatura y presión crítica bajas: esto facilita la utilización de ciclos supercríticos. Figura 2.12. Diagrama básico de un ORC. (Fuente: elaboración propia) Tal y como se observa en la figura 2.12. un ORC posee cuatro elementos principales: la bomba de alimentación, el recuperador, la turbina y el condensador. En la bomba se produce un aumento de presión del fluido, el cual es conducido al recuperador, que consiste en un intercambiador donde se aprovecha el calor precedente de un foco caliente. En este equipo se calienta el fluido orgánico produciéndose el cambio de fase de líquido a vapor. Una vez que el fluido se encuentra a una presión y temperatura adecuadas se produce la expansión en la turbina, transformando la energía del fluido en energía mecánica de la cual se obtiene electricidad a través de un alternador. Por último, el fluido procedente de la turbina es enfriado en el condensador donde el fluido de trabajo cede calor a un foco frío saliendo en condiciones de líquido saturado reiniciándose de nuevo el ciclo. El condensador es un intercambiador de calor donde 36 2. Estado de la técnica se emplea agua como refrigerante al utilizar una torre de refrigeración y aire al refrigerar con aerocondensador. 2.5.2. Configuraciónsubcríticaysupercrítica Atendiendo a la presión de impulsión de la bomba de alimentación a caldera, los ORCs presentan dos tipos de configuraciones: subcrítica y supercrítica. Las bajas temperaturas y presiones críticas que presentan los fluidos orgánicos permiten, de una manera más sencilla, adoptar una configuración supercrítica; lo que al emplear agua se hace muy complicado debido a que las presiones y temperaturas requeridas son muy elevadas. Figura 2.13. ORC subcrítico (a) y supercrítico.(b). (Fuente: elaboración propia) Figura 2.14. Diagramas T‐Q de un ciclo subcrítico (a) y supercrítico (b). (Fuente: [7]) Como se observa en las figuras 2.13. y 2.14. en el ciclo subcrítico (a) el calentamiento del fluido orgánico se realiza por debajo del punto crítico, pasando por la zona bifásica de la campana donde el fluido es calentado hasta la su temperatura de vapor saturado, produciéndose en este punto la expansión en turbina. Esto es posible debido a que la curva de vapor saturado de campana tiene pendiente positiva. El funcionamiento del recuperador queda regulado por el punto de estricción, denominado "pinch point" (PP); pero a diferencia de las calderas de recuperación de 37 2. Estado de la técnica los ciclos combinados, no presenta acercamiento en el sobrecalentador ni en el economizador debido que se trata de un simple intercambiador de calor. El ciclo supercrítico (b), se alcanza al aumentar la presión del recuperador sobre la crítica del fluido de trabajo. Bajo estas condiciones, el calentamiento se produce por encima de la campana bifásica, lo que implica que la temperatura crezca de forma progresiva durante el proceso de formación de vapor. Este tipo de configuración permite aumentar la temperatura de aceptación de calor del ciclo consiguiendo además un perfil más próximo al del foco caliente (como se observa en la figura 2.14.), con lo que se reducen las irreversibilidades en el recuperador. Todo esto implica una mejora en la transmisión de calor al ciclo con lo que se consigue un mayor rendimiento. La desventaja principal que presenta el ciclo subcrítico es la alta presión a la que operan los equipos, lo que implica que se encarezca notablemente la instalación. Por ello, habrá que evaluar que las ventajas conseguidas justifiquen una mayor inversión en la planta. 2.6. GeotermiaenEspaña La energía geotérmica tiene una escasa penetración en España a pesar de su gran potencial de utilización. De hecho, en el 2004 constituía un 0,01% del consumo de energía primaria del país, lo que resulta insignificante. La potencia instalada para la producción eléctrica de origen geotérmico es nula, limitándose únicamente a fines térmicos. El número de bombas de calor en el año 2.006 era de unas 300 [1], principalmente destinadas a viviendas de nueva construcción en Cataluña. 2.6.1. Clasificacióndelosyacimientosgeotérmicos Los yacimientos geotérmicos de media y alta temperatura presentes en la geografía española son, en su mayoría, de roca seca caliente, haciéndose más difícil su explotación. Gran parte del suelo peninsular está formado por rocas graníticas y metasedimentos, por lo que se hace indispensable emplear el Sistema Geotérmico Estimulado (EGS) para poder extraer calor del subsuelo. La energía geotérmica comenzó a investigarse en España a raíz de la crisis energética de 1973. Desde ese momento el Instituto Geológico y Minero de España (IGME) comenzó a evaluar el potencial geotérmico del subsuelo español. A partir de este estudio se realizó una clasificación de los recursos en función de su temperatura (Tabla 2.2.): ‐ Recursos de baja temperatura: situados en las cuencas del Tajo y Duero, pasando por el área Prebética e Ibérica y depresiones de la cordillera Bética, así como zonas de Galicia, depresiones catalanas y Canarias. ‐ Recursos de media temperatura: tienen menor presencia que los de baja temperatura y abarcan zonas de la cordillera Bética, Cataluña, Galicia, Extremadura y Pirineo oriental. 38 2. Estado de la técnica ‐ Recursos de alta temperatura: se encuentran en las Islas Canarias, en concreto Tenerife, Lanzarote y La Palma. Tabla 2.2 Zonas geotérmicas españolas (Fuente: Potencial geotérmico de España [5]) 2.6.2. Ubicacionesdeestudio Con el fin de realizar un estudio exhaustivo sobre el potencial geotérmico español para la generación eléctrica, se han seleccionado cuatro ubicaciones características de la península ibérica. Dicho estudio se centra únicamente en los yacimientos de media temperatura, excluyendo de esta manera los yacimientos de alta presentes en el archipiélago canario. Se ha limitado el estudio a estos yacimientos puesto que se encuentran en la península ibérica y por tanto la venta de la energía producida a la red eléctrica es más sencilla. Además, el aprovechamiento de media temperatura supone una mayor dificultad, siendo los Ciclos de Rankine Orgánicos (ORC) los más adecuados para aprovechar dicha temperatura. Por el contrario, las altas temperaturas alcanzadas en los yacimientos canarios (de unos 300°C) no presentan ninguna dificultad de aprovechamiento, pudiendo utilizar un ciclo de Rankine convencional. En la figura 2.15. se muestra el potencial geotérmico de las distintas regiones españolas, además sobre el mapa, vienen representadas las ubicaciones de estudio redondeadas en rojo. 39 2. Estado de la técnica Figura 2.15. Mapa del potencial geotérmico español. (Fuente: Potencial geotérmico de España [5]) La cuatro ubicaciones seleccionadas corresponden a climas diferenciados de la geografía española: ‐ Cáceres (Extremadura): situado en el interior de la península ibérica. En este yacimiento se alcanzan temperaturas de unos 140°C a una profundidad de.1.500‐2.500 m. ‐ Jaca (Aragón): ubicado en el pirineo oriental, en él las temperaturas alcanzan los 150°C a profundidades de 1.500‐3.000 m. ‐ Murcia (Murcia): situado en la costa del Mediterráneo, con temperaturas del yacimiento de unos 140°C, a profundidades entre los 2.000‐ 2.500 m. ‐ Pontevedra (Galicia): yacimiento situado al noroeste de la península ibérica en la costa del océano Atlántico. Su temperatura ronda los 140°C a una profundidad de unos 1.000‐1.500 m. Tabla 2.3. Temperatura y profundidad de los yacimientos seleccionados. (Fuente: elaboración propia) Yacimientos de estudio Cáceres Jaca Murcia Pontevedra Temperatura [°C] 140 150 140 140 Profundidad [m] 1.500‐2.500 1.500‐3.000 2.000‐2.500 1.000‐1.500 40 3. Modelodelaplanta 3. Modelo de la planta En este capítulo se analiza la componente técnica del proyecto. Para ello, en primer lugar se realiza un estudio de la configuración de los distintos ciclos de estudio, donde se selecciona el fluido de trabajo más conveniente. A su vez, se evalúan dos tecnologías de refrigeración del foco frío. Posteriormente, se detallan las ecuaciones utilizadas en el modelo matemático del ciclo tanto en su punto nominal como en operación. 3.1. Configuraciónanalítica 3.1.1. Seleccióndelfluidodetrabajo A diferencia de los ciclos de Rankine convencionales, los Ciclos de Rankine Orgánicos (ORC) utilizan un fluido orgánico en lugar de agua. Este tipo de fluidos permiten el aprovechamiento de temperaturas moderadas para la generación eléctrica debido a sus propiedades termodinámicas. Además presentan ventajas con respecto al agua, como son: ‐ Pendiente positiva de la línea de vapor saturado en el diagrama T‐s: esta propiedad evita tener que sobrecalentar el fluido de de trabajo, para controlar la humedad a la salida de la turbina, pudiéndose realizar la expansión en la turbina a partir de vapor saturado. Esto se debe a que o hay riesgo de presencia de humedad a la salida de la turbina. Esta propiedad determina que a la salida de la turbina la temperatura del fluido sea aún elevada, con lo que se puede implantar una regeneración sin necesidad de realizar extracciones en la turbina. ‐ Entalpia de vaporización reducida: permite que el recuperador se reduzca a un intercambiador de calor, con la consiguiente simplificación de la instalación. ‐ Temperatura y presión crítica bajas: esto facilita la utilización de ciclos supercríticos. La selección del fluido de trabajo es de gran importancia para el diseño del ciclo. Hay gran variedad de fluidos orgánicos, pero también hay una serie de requisitos termodinámicos y medioambientales que éstos deben cumplir para poder ser utilizados en un ORC. ‐ Presión de condensación superior a la atmosférica: esto es interesante, puesto que imposibilita la entrada de aire al ciclo, lo que supone prescindir del desgasificador, simplificando de este modo la configuración del ciclo. Hay que prestar especial atención a la temperatura del foco frío, debido a que algunos fluidos tienen la presión de saturación muy próxima a la atmosférica a condiciones ambiente, como es el caso del n‐pentano y del isopentano. 43 3. Modelo de la planta ‐ No implique un peligro medioambiental: que no tenga componentes que destruyan la capa de ozono ni causen efecto invernadero. Por tanto hay que evitar el uso de todos aquellos fluidos que tengan un elevado GWP u ODP. ‐ Que las presiones de diseño no superen los valores estándar de la industria: 25 bar para intercambiadores sencillos y 40 bar para intercambiadores avanzados [9]. En el diseño, se han tomado como presiones máximas en estos equipos, 23,5 bar para los intercambiadores de los ciclos subcríticos y 38,5 bar para los supercríticos. Gradiente del fluido en el diagrama T‐Q: no todos los fluidos son apropiados para aprovechar una fuente térmica concreta, sino que cada uno tiene un rango de temperaturas de aplicación. El gradiente térmico de la fuente térmica permite el uso de un determinado grupo de fluidos de trabajo. Fruto de estos requisitos, el número de fluidos a utilizar se reduce a los siguientes: R123, RC318, R236fa, isobutano, R245fa, n‐butano, isopentano y n‐pentano. En la tabla 3.1. se presentan las propiedades de los fluidos orgánicos citados. Tabla 3.1. Propiedades de los fluidos orgánicos candidatos. (Fuente: elaboración propia) Fluido orgánico R123 RC318 R236fa isobutano R245fa n‐butano isopentano n‐pentano Temperatura cítrica [°C] P. crítica [bar] P. saturación 30 °C [bar] 183,7 115,2 124,9 134,7 154,0 152,0 187,2 196,5 36,68 27,78 31,98 36,40 36,51 37,96 33,70 33,64 1,10 3,66 3,21 4,05 1,77 2,84 1,09 0,83 La selección del fluido se realiza teniendo en cuenta al mismo tiempo la configuración elegida para el ciclo. En el apartado 3.1.2. se analizan las distintas configuraciones para tres rangos de temperaturas y se da una pauta para elegir el fluido de trabajo idóneo para cada uno de ellos. 3.1.2. Seleccióndelaconfiguracióndelciclo Como se indica en el apartado 2.3.3., hay distintas configuraciones utilizadas en los ciclos binarios, como son el ciclo básico, ciclo con regeneración, el ciclo de doble presión, ciclo con extracción intermedia y ciclo de doble fluido. Se han programado 44 3. Modelo de la planta cada uno de los ciclos en EES suponiendo que no hay pérdidas de carga y teniendo en cuenta sólo el ciclo orgánico. Los resultados arrojan que el ciclo con extracción intermedia (típico en los ciclos Rankine con agua) no es válido pues se ha optimizado dicho ciclo para conseguir la máxima potencia1 posible, resultando que el gasto másico de extracción es nulo. Lo mismo ocurre con el ciclo de doble presión. Por tanto, se analizan las configuraciones básica y con regeneración, tanto en su modo subcrítico y supercrítico. Figura 3.1. Ciclo binario básico. (Fuente: elaboración propia) Figura 3.2 Ciclo binario con regeneración. (Fuente: elaboración propia) Se han modelado tres rangos de temperatura, correspondientes a los ciclos reales citados en el apartado 2.4., para los cuales se ha seleccionado la configuración y el fluido de trabajo adecuados. Para poder hacer una comparación entre los tres yacimientos, se ha tomado un gasto másico común, de 100 kg/s. Además se han hecho las siguientes consideraciones: 1 La optimización ha de buscar la maximización de la potencia y no de la eficiencia dado que la temperatura de retorno del fluido geotérmico es variable y cuanto menor sea mayor será la energía eléctrica producida. 45 3. Modelo de la planta 85% ‐ Rendimiento isentrópico de la turbina: ‐ Rendimiento isentrópico de la bomba de alimentación: ‐ Pinch Point del recuperador: ‐ Pinch Point del regenerador (si lo hay): ‐ Temperatura de condensación: ‐ Pérdidas de carga nulas en tuberías. 75% 5° 5° 35° A continuación, se han modelado los distintos ORC en EES utilizando los fluidos detallados en el apartado 3.1.1. Para cada rango de temperatura se han evaluado los fluidos de trabajo posibles, limitando su uso a la temperatura de salida del fluido geotérmico. En las tablas 3.3., 3.4. y 3.5. se muestran los resultados obtenidos en cada uno de los yacimientos correspondientes. Tabla 3.2. Resultados obtenidos para el caso 1: Central Magmamax. (Fuente: elaboración propia) Caso 1: Central Magmamax (mg=100 [kg/s]) Fluido de trabajo Wneta ηciclo mo P1 [MW] [%] [kg/s] [bar] T1 [°C] Pcond [bar] Tgs [°C] 75,94 84,25 77,79 80,28 92,71 81,44 Qcald‐ rec [MW] 42,24 38,77 41,47 40,43 35,23 39,95 Isopentano n‐Pentano R123 Isopentano Subcrítico n‐Pentano con regener. R123 5,87 4,42 5,88 5,92 4,42 5,89 13,89 11,39 14,18 14,64 12,53 14,74 91,21 10,51 118,4 86,46 8,20 115,2 194,6 10,92 115,3 99,53 9,04 110,8 86,55 8,19 115,1 198,6 10,52 113,5 1,29 1,60 1,31 1,29 1,60 1,31 6,22 6,07 6,80 6,37 7,06 14,58 15,6 15,95 15,89 16,65 90,24 85,11 107,8 92,39 239,8 4,65 75 42,64 3,29 83,96 38,89 4,65 75 42,64 3,29 81,17 40,06 3,76 75,6 42,39 Subcrítico básico Supercrítico Isobutano básico n‐Butano Isobutano Supercrítico n‐Butano con regener. R236fa 38,13 38,00 38,50 38,50 38,50 155,0 154,0 146,9 154,0 157,0 Tcond [°C] 35 50 35 35 50 35 35 35 35 35 35 46 3. Modelo de la planta Tabla 3.3. Resultados obtenidos para el caso 2: Central Herber. (Fuente: elaboración propia) Caso 2: Central Herber (mg=100 [kg/s]) Subcrítico básico Subcrítico con regener. Supercrítico básico Supercrítico con regener. Fluido de trabajo Wneta ηciclo mo P1 [MW] [%] [kg/s] [bar] Isopentano n‐Pentano R123 Isopentano n‐Pentano R123 Isobutano n‐Butano R236fa Isobutano n‐Butano R236fa 4,94 3,61 4,92 4,93 3,59 4,92 5,66 3,03 5,37 5,80 3,03 6,20 12,6 10,9 13,2 13,9 11,9 13,5 14,1 15,6 13,4 14,5 16,4 15,5 88,30 74,82 178,90 87,93 74,59 184,30 98,21 42,40 176,70 103,30 42,43 230,40 8,10 7,50 9,04 8,14 7,50 8,58 38,50 38,50 34,79 37,40 38,50 37,58 T1 [°C] Pcond [bar] Tgs [°C] Qcald‐rec [MW] Tcond [°C] 105,5 111,0 106,3 105,7 111,0 103,9 141,7 155,0 160,9 139,0 155,0 147,0 1,29 1,60 1,31 1,29 1,60 1,31 4,65 3,29 3,76 4,65 3,29 3,76 72,16 86,9 76,73 81,29 93,88 78,63 70 119,6 70 70 121,7 70 39,23 33,06 37,32 35,41 30,15 36,52 40,13 19,40 40,13 40,13 18,51 40,13 35 50 35 35 50 35 35 35 35 35 35 35 Tabla 3.4. Resultados obtenidos para el caso 3: Central Raft River. (Fuente: elaboración propia) Caso 3: Central Raft River (mg=100 [kg/s]) Fluido de trabajo Isopentano n‐Pentano Subcrítico básico R245fa R123 Isopentano n‐Pentano Subcrítico R245fa con regener. RC318 R123 Supercrítico RC318 básico Supercrítico RC318 con regener. Wneta ηciclo mo P1 [MW] [%] [kg/s] [bar] T1 [°C] Pcond [bar] Tgs [°C] 92,51 94,42 91,16 88,83 90,69 96,86 88,37 106,7 89,28 1,288 1,598 2,11 1,307 1,288 1,598 2,11 4,251 1,307 73,36 82,2 68,96 72,14 76,77 88,52 69,3 60 74,79 29,109 25,414 30,948 29,619 27,685 22,773 30,806 35,453 28,51 35 50 35 35 35 50 35 35 35 3,977 11,47 253,1 35,51 130,5 4,251 60 34,689 35 4,273 12,32 288,2 31,17 122,9 4,251 60 34,693 35 3,216 2,218 3,346 3,222 3,222 2,204 3,336 4,183 3,221 11,05 8,73 10,81 10,88 11,64 9,68 10,83 11,80 11,30 68,53 61,05 139,3 148,8 70,63 57,82 144,8 297,6 147,6 6,116 5,2 10,37 6,081 5,87 5,5 9,708 23,5 6,146 Qcald‐rec Tcond [MW] [°C] 47 3. Modelo de la planta Para la elección del ciclo se ha tomado el criterio de máxima potencia neta, considerando que debe haber una diferencia sustancial entre un ciclo básico y uno con regeneración para que la mejora sea rentable. También se ha de evaluar que el gasto másico necesario justifique la diferencia de potencia obtenida entre los diferentes fluidos de trabajo. Teniendo en cuenta estas consideraciones se ha seleccionado una configuración y su correspondiente fluido de trabajo tanto para un ciclo subcrítico como para un ciclo supercrítico. Tabla 3.5. Configuración y fluido de trabajo óptimos según el tipo de yacimiento. (Fuente: elaboración propia) TIPOS DE YACIMIENTOS [mg=100 kg/s] ALTA ENTALPÍA Caso 1: Temperaturas de Caso 2: Temperaturas de 180 °C 165 °C Supercrítico Subcrítico Básico Isopentano 5,87 MW Básico Isopentano 4,94 MW MEDIA ENTALPÍA Caso 3: Temperaturas de 140 °C Con RC318 4,18 MW regener. Con Con Con Isobutano 6,80 MW Isobutano 5,80 MW RC318 4,27 MW regener. regener. regener. Como se indica en el apartado 2.6.2. se han escogido cuatro ubicaciones de estudio, donde se encuentran los yacimientos geotérmicos más importantes en la Península Ibérica. Debido a que todos ellos presentan temperaturas en torno a los 140°C, se ha elegido como fluido orgánico el RC318. Debido a la poca diferencia de potencias entregadas por los ciclos Subcrítico y Supercrítico, se ha escogido un ciclo Subcrítico con regeneración, puesto que resulta más económico al requerir una presión de evaporación menor. 3.1.3. Tipoderefrigeracióndelfocofrío En la industria hay dos tecnologías principales para la refrigeración del foco frío: refrigeración con torre de refrigeración y aerocondensador. La elección de uno u otro influirá de forma notable en la potencia neta de la planta. 3.1.3.1. Torrederefrigeración Las torres de refrigeración utilizan un sistema de enfriamiento evaporativo, por lo que aprovechan el calor latente de vaporización del agua. Por este motivo, su funcionamiento se basa en la temperatura húmeda del aire, que será menor que la temperatura seca del ambiente. Esto implica que la temperatura de condensación del ciclo será menor, lo que aumentará la potencia extraída por la turbina. Además al haber un intercambio de calor con agua en el condensador, permite un mayor acercamiento en el mismo (el Pinch Point podrá alcanzar valores de 3,5 °C). 48 3. Modelo de la planta Sin embargo, las torres de refrigeración tienen algunos inconvenientes. Al refrigerar con agua y al haber pérdidas de carga en la torre de refrigeración además de las presentes en los conductos y tuberías, requiere de una bomba de recirculación. Esto supone un consumo de energía considerable. Para evaluar estas pérdidas se han consultado diversos catálogos de torre de refrigeración habituales. De ello se deriva que las pérdidas de carga totales ascienden a 8,9 metros, por lo que se han supuesto unas pérdidas de 10 metros. Además se han hecho las siguientes consideraciones: 25 ‐ Longitud de los conductos de refrigeración: ‐ Pérdidas de carga en los conducto de refrigeración: 0,05 / ‐ Rendimiento isentrópico de la bomba de recirculación: ; 75% Con estos datos se obtiene la potencia consumida por la bomba de recirculación en función de caudal de refrigeración necesario. 3.1.3.2. Aerocondensador El aerocondensador es un intercambiador de calor que utiliza el aire como refrigerante (sin transferencia de masa), por lo que la cantidad de calor disipado depende de la temperatura seca del ambiente. Debido a que utilizan el calor sensible del aire para refrigerar, las temperaturas de condensación serán mayores que en el caso de torre de refrigeración. Sin embargo, aporta ciertas ventajas sobre esta última: el equipo es mucho más compacto y no precisa de consumo de agua. La potencia consumida por el aerocondensador se ha fijado en un 2 % de la potencia neta entregada por el ciclo. Este dato se ha obtenido de analizar distintos catálogos de aerocondensadores. 3.2. Pérdidasdecarga Una vez realizado un análisis simplificado en los distintos yacimientos estudiados, haber determinado la configuración y el fluido de trabajo para cada caso, se procede a realizar un cálculo más exhaustivo. Para ello, será preciso introducir las potencias consumidas por los elementos externos al ciclo de trabajo y tener en cuenta las pérdidas de carga, tanto en el propio ciclo, como en los pozos de inyección geotérmicos. 3.2.1. PérdidasdecargaenelORC Tomando como referencia un estudio anterior [10], se han introducido los siguientes valores de pérdida de carga. 49 3. Modelo de la planta ‐ Pérdidas de carga en tuberías de alta presión: 20 ‐ Pérdidas de carga en tuberías de baja presión: 3 ‐ Pérdidas de carga el lado de alta presión de los intercambiadores: 16 ‐ Pérdidas de carga el lado de baja presión de los intercambiadores: 7 3.2.2. Pérdidasdecargaenelpozodeinyección Las centrales geotérmicas de generación eléctrica presentan la necesidad de bombear el fluido geotérmico situado en el subsuelo hasta la superficie terrestre para poder aprovechar su contenido en calor. Además, el fluido se reinyectará a los pozos de inyección, una vez que ha pasado por el recuperador, para poder reanudar el ciclo. Por este motivo, es necesario introducir las pérdidas de carga presentes en el pozo de inyección para evaluar el consumo de energía de la bomba de inyección. Se han tomado unas pérdidas de carga de 1 [bar‐s/kg] [3] en cada pozo de inyección. El gasto másico de fluido geotérmico se fijará en 100 kg/s obtenido a partir de cuatro perforaciones que aportan 25 kg/s cada una. 3.3. Esquemasdelosciclosdetrabajo Una vez realizada la selección de la configuración del ORC, se procede a detallar el funcionamiento del mismo. Se van a analizar dos ciclos similares, con la única diferencia del tipo de foco frío que utilizan cada uno. 50 3. Modelo de la planta 3.3.1. Cicloconregeneraciónyrefrigeracióncontorre Figura 3.3: Ciclo Subcrítico con regeneración y refrigeración por torre (Fuente: elaboración propia) Siguiendo la numeración, el primer punto corresponde a la salida de la bomba de alimentación. Se ha optimizado la presión de la entrada en turbina que maximizase la potencia neta de la planta, siempre y cuando ésta no superase los 23,5 bar de presión en los intercambiadores, como se indica en el apartado 3.1.1., resultando una presión de entrada en la turbina de 22,78 bar. Teniendo en cuenta las pérdidas de carga que se producen hasta llegar a la turbina se ha fijado la presión de salida de la turbina en 23,7 bar2. A continuación el fluido entra el regenerador (punto 2) donde el fluido orgánico a alta presión aumenta su temperatura (punto 3), aprovechando el calor de salida del vapor de la turbina. De esta forma aumenta el rendimiento del ciclo. Posteriormente el fluido recalentado entra en el recuperador (punto 4), donde es calentado hasta el punto de vapor saturado (punto 5). El fluido orgánico aprovecha el calor cedido por el fluido geotérmico que proviene del pozo de producción (PP). Una vez el fluido geotérmico ha salido del recuperador es reinyectado en el pozo de inyección (PI) a través de la bomba de inyección. 2 La presión de salida de la bomba de alimentación alcanza los 23,7 bar debido a las pérdidas de carga de 0,2 bar que hay hasta la entrada del regenerador por el lado de alta, cuya presión máxima se ha fijado en 23,5 bar. 51 3. Modelo de la planta Una vez que el fluido ha sido comprimido y calentado, se conduce a la turbina (punto 6), donde se produce la expansión del fluido (punto 7), generando un trabajo que servirá para la producción de energía eléctrica en el alternador. El vapor de salida de la turbina se introduce en el regenerador (punto 8) donde cede calor al fluido de alta presión (punto 9). Por último, el fluido orgánico es conducido al condensador (punto 10), donde es condensado y subenfriado. En este caso se utiliza un caudal de agua para refrigerar el ciclo, ya que se emplea como foco frío la torre de refrigeración. Hay que prestar especial atención al subenfriamiento en este punto, puesto que las pérdidas de carga en los conductos entre la salida del condensador y la entrada de la bomba de alimentación, pueden provocar que el fluido entre en la campana bifásica. Esto, favorecería la cavitación dentro de la bomba y su consecuente deterioro. Por lo que se ha fijado un subenfriamiento de 2°C, para evitar que este fenómeno se produzca. 3.3.2. Cicloconregeneraciónyrefrigeraciónconaerocondensador Figura 3.4: Ciclo Subcrítico con regeneración y refrigeración con aerocondensador (Fuente: elaboración propia) El ciclo es idéntico al anterior, con la diferencia que en lugar de utilizar una torre de refrigeración como foco frío, se emplea un aerocondensador para refrigerar el ciclo. El aerocondensador utiliza aire en lugar de agua como refrigerante, por lo que no se hace necesario el consumo de agua en el ciclo. 52 3. Modelo de la planta 3.4. Distribucióndetemperaturas En este apartado se analizan las distribuciones de la temperatura húmeda y seca de cada ubicación, con el fin de fijar la temperatura de diseño del foco frío. La temperatura húmeda se emplea cuando la refrigeración es con torre y la seca cuando se utilice el aerocondensador. Se ha contemplado el caso en que la planta trabaje las 24 horas del día y cuando solamente esté en funcionamiento durante las horas diurnas (de 8 ‐ 20 horas). Las condiciones ambiente de cada ubicación se han obtenido a través de la aplicación METEONORM3, que contiene una amplia base de datos meteorológicos, con datos mensuales y horarios de cualquier punto geográfico. 3.4.1. Cáceres Funcionamiento 24 horas: Las figuras 3.6 y 3.7 representan la distribución de temperaturas húmeda y seca, respectivamente, durante las 24 horas del día en Cáceres. 9,00 8,00 Frecuencia [%] 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 0 5 10 15 20 25 Temperatura húmeda [°C] Figura 3.5. Frecuencia de la temperatura húmeda anual para las 24 horas del día (Cáceres). (Fuente: elaboración propia) 3 Página web www.meteotest.ch 53 3. Modelo de la planta 5,00 4,50 4,00 3,50 Frecuencia [%] 3,00 2,50 2,00 1,50 1,00 0,50 0,00 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 Temperatura seca [°C] Figura 3.6. Frecuencia de la temperatura seca anual para las 24 horas del día (Cáceres). (Fuente: elaboración propia) Se observa que las temperaturas con mayor frecuencia son de 11°C tanto para la húmeda como para la seca, por lo que se han tomando estos valores como temperaturas del foco frio para modelar el punto de diseño del ciclo. Funcionamiento 12 horas (de 8‐20 horas): De la misma manera, la distribución de temperaturas húmedas y secas cuando la planta de Cáceres opera entre las 8‐20 horas del día se muestra en las figuras 3.8. y 3.9. 54 3. Modelo de la planta 10,00 9,00 8,00 Frecuencia [%] 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 0 5 10 15 20 25 Temperatura húmeda [°C] Figura 3.7. Frecuencia de la temperatura húmeda anual entre las 8‐20 horas (Cáceres). (Fuente: elaboración propia) 5,00 4,50 Frecuencia [%] 4,00 3,50 3,00 2,50 2,00 1,50 1,00 0,50 0,00 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 Temperatura seca [°C] Figura 3.8. Frecuencia de la temperatura seca anual entre las 8‐20 horas (Cáceres) . (Fuente: elaboración propia) Se obtiene una temperatura húmeda de 11°C y una seca de 17°C para el punto de diseño. 55 3. Modelo de la planta 3.4.2. Jaca Funcionamiento 24 horas: 8,00 7,00 Frecuencia [%] 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 ‐5 0 5 10 15 20 25 30 Temperatura húmeda [°C] Figura 3.9. Frecuencia de la temperatura húmeda anual para las 24 horas del día (Jaca). (Fuente: elaboración propia) 6,00 5,00 Frecuencia [%] 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 ‐5 0 5 10 15 20 25 30 35 40 Temperatura seca [°C] Figura 3.10. Frecuencia de la temperatura seca anual para las 24 horas del día (Jaca). (Fuente: elaboración propia) Las temperaturas de diseño de la planta de Jaca cuando opera las 24 horas del día ascienden a 8°C para la temperatura húmeda y 11°C para la seca. 56 3. Modelo de la planta Funcionamiento 12 horas (de 8‐20 horas): 9,00 8,00 Frecuencia [%] 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 ‐5 0 5 10 15 20 25 30 Temperatura húmeda [°C] Figura 3.11. Frecuencia de la temperatura húmeda anual entre las 8‐20 horas (Jaca). (Fuente: elaboración propia) 6,00 Frecuencia [%] 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 ‐5 5 15 25 35 45 Temperatura seca [°C] Figura 3.12. Frecuencia de la temperatura seca anual entre las 8‐20 horas (Jaca) . (Fuente: elaboración propia) Las temperaturas de diseño de la planta de Jaca cuando opera de las 8‐20 horas ascienden a 8°C para la temperatura húmeda y 12°C para la seca. 57 3. Modelo de la planta 3.4.3. Murcia Funcionamiento 24 horas: 9,00 8,00 Frecuencia [%] 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 0 5 10 15 20 25 30 Temperatura húmeda [°C] Figura 3.13. Frecuencia de la temperatura húmeda anual para las 24 horas del día (Murcia). (Fuente: elaboración propia) 6,00 5,00 Frecuencia [%] 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 0 5 10 15 20 25 30 35 40 Temperatura seca [°C] Figura 3.14. Frecuencia de la temperatura seca anual para las 24 horas del día (Murcia). (Fuente: elaboración propia) Las temperaturas de diseño de la planta de Murcia cuando opera las 24 horas del día alcanzan los 8°C para la temperatura húmeda y 20°C para la seca. 58 3. Modelo de la planta Funcionamiento 12 horas (de 8‐20 horas): 9,00 8,00 Frecuencia [%] 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 0 5 10 15 20 25 30 Temperatura húmeda [°C] Figura 3.15. Frecuencia de la temperatura húmeda anual entre las 8‐20 horas (Murcia). (Fuente: elaboración propia) 6,00 Frecuencia [%] 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 Temperatura seca [°C] Figura 3.16. Frecuencia de la temperatura seca anual entre las 8‐20 horas (Murcia). (Fuente: elaboración propia) Las temperaturas de diseño de la planta de Murcia cuando opera de las 8‐20 horas ascienden a 9°C para la temperatura húmeda y 18°C para la seca. 59 3. Modelo de la planta 3.4.4. Pontevedra Funcionamiento 24 horas: 10,00 9,00 Frecuencia [%] 8,00 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 0 5 10 15 20 25 Temperatura húmeda [°C] Figura 3.17. Frecuencia de la temperatura húmeda anual para las 24 horas del día (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) 9,00 8,00 7,00 6,00 Frecuencia [%] 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 0 5 10 15 20 25 30 35 40 Temperatura seca [°C] Figura 3.18. Frecuencia de la temperatura seca anual para las 24 horas del día (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) Las temperaturas de diseño de la planta de Murcia cuando opera las 24 horas del día alcanzan los 14°C tanto para la temperatura húmeda como para la seca. 60 3. Modelo de la planta Funcionamiento 12 horas (de 8‐20 horas): 10,00 9,00 Frecuencia [%] 8,00 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 0 5 10 15 20 25 Temperatura húmeda [°C] Figura 3.19. Frecuencia de la temperatura húmeda anual entre las 8‐20 horas (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) 8,00 7,00 Frecuencia [%] 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 0 5 10 15 20 25 30 35 40 Temperatura seca [°C] Figura 3.20. Frecuencia de la temperatura seca anual entre las 8‐20 horas (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) Las temperaturas de diseño de la planta de Pontevedra cuando opera de las 8‐20 horas ascienden a 15°C para la temperatura húmeda y 16°C para la seca. 61 3. Modelo de la planta 3.5. Ecuacionesdelmodelomatemático El modelo matemático se ha implementado en el programa EES [11], que es un programa diseñado para resolver ecuaciones algebraicas, ecuaciones diferenciales, permite operar con números complejos, realizar optimizaciones, etc. Pero la diferencia principal de EES con respecto al resto de programas de resolución de ecuaciones, es que proporciona multitud funciones termodinámicas, muy útiles para el presente proyecto. Además, dispone de una base de datos con todas las propiedades termodinámicas de una gran variedad de fluidos. 3.5.1. Puntonominal En este apartado se detallan los datos de partida y las ecuaciones empleadas para modelar el punto de diseño de los ciclos de trabajo de estudio. La mayoría de los datos son comunes para todas las ubicaciones, pero las condiciones ambiente cambian de unas a otras. Cada caso presenta unas condiciones ambientales particulares y por tanto ello influirá a la temperatura de condensación de diseño del ciclo. Además, el uso de torre de refrigeración o aerocondensador limita el acercamiento (Pinch Point) en el condensador. La refrigeración con agua permite un acercamiento de 3,5°C, pero el uso de aire limita el acercamiento a 10°C. Datos: 4 ‐ Número de pozos de producción e inyección: ‐ Gasto másico geotérmico de cada pozo: ‐ Temperatura de entrada en el recuperador del fluido geotérmico: Tge [°C] 25 ; / Cáceres Jaca Murcia Pontevedra 140 150 140 140 4,19 kJ/kg‐K ‐ Calor específico del fluido geotérmico: ‐ Presión de entrada en la turbina: ‐ Subenfriamiento en el condensador: ‐ Rendimiento isentrópico de la turbina: ‐ Rendimiento isentrópico de la bomba de alimentación: ‐ Rendimiento isentrópico de la bomba de inyección: ‐ Pinch Point del regenerador: 10° ‐ Pinch Point del recuperador: 3,5° 22,78 2° 0,85 ; 0,75 0,75 62 3. Modelo de la planta ‐ ‐ Temperatura húmeda (torre de refrigeración) y temperatura seca (aerocondensador)4: Cáceres Jaca Murcia Pontevedra Th [°C] 11 8 8 14 Ts [°C] 11 11 20 14 Temperatura de condensación, para un Pinch Point de 3,5°C con refrigeración con torre y 10°C con aerocondensador: Tcond [°C] Cáceres Jaca Murcia Pontevedra Torre 23,79 20,76 20,76 26,81 Aerocond. 34,66 34,66 43,56 37,53 Pérdidas de carga: ‐ Pérdidas de carga del punto 1‐2: 0,2 ‐ Pérdidas de carga del punto 2‐3: 0,16 ‐ Pérdidas de carga del punto 3‐4: 0,2 ‐ Pérdidas de carga del punto 4‐5: 0,16 ‐ Pérdidas de carga del punto 5‐6: 0,2 ‐ Pérdidas de carga del punto 7‐8: 0,03 ‐ Pérdidas de carga del punto 8‐9: 0,07 ‐ Pérdidas de carga del punto 9‐10: 0,03 ‐ Pérdidas de carga del punto 10‐11: 0,07 ‐ Pérdidas de carga del punto 11‐12: 0,03 ‐ Pérdidas de carga en el yacimiento geotérmico: ‐ 1 bar‐s/kg Torre de refrigeración: Calor específico del agua: ; 4,18kJ/kg‐K 4 Se observa que en algunos casos la temperatura húmeda y la temperatura seca anual de diseño coinciden. Esto no significa que haya una humedad relativa del 100% en dicha ubicación, si no que se trata de las temperaturas que presentan mayor frecuencia anual, por lo que incluso la temperatura húmeda de diseño podría ser mayor que la seca. 63 3. Modelo de la planta 25 ‐ Longitud de los conductos de refrigeración: ‐ Aceleración de la gravedad: ‐ Densidad del agua: ‐ Pérdidas de carga por metro de tubería en los conducto de refrigeración: 0,05 / ‐ Pérdidas de carga en la torre: ‐ Rendimiento isentrópico de la bomba de refrigeración: ‐ 9,81 / 1000 / 10 ; 75% Aerocondensador: Calor específico del aire: 1,005 kJ/kg‐K ; Ecuaciones: Cálculo de presiones en cada punto: Se procede al cálculo de las presiones en todos los puntos del ciclo. Por un lado, se calculan los puntos [1,6] correspondientes al lado de alta presión y por el otro, los punto [7,12] correspondientes al lado de baja. ∀ ∈ 1,5 ∪ 7,11 Cálculo de entalpías entre conductos con pérdida de carga: En los conductos donde únicamente hay pérdida de carga hay una equivalencia de entalpías entre dichos puntos. ∀ ∈ 1,3,5,7,9,11 Bomba de alimentación: La bomba es el dispositivo encargado de comprimir el fluido orgánico que proviene del condensador hasta la presión requerida por el ciclo. Es u elemento que consume trabajo y por tanto disminuirá el trabajo neto del ciclo. La bomba presenta un rendimiento isentrópico del 75%. 64 3. Modelo de la planta h h v η Donde: : potencia consumida por la bomba de alimentación. v : volumen específico a la entrada de la bomba. η : rendimiento isentrópico de la bomba de alimentación. Recuperador: El recuperador es un intercambiador de calor de flujo paralelo en contracorriente, donde el fluido geotérmico cede calor al fluido orgánico (RC318). El calor transferido en el intercambiador viene dado por la siguiente expresión: Siendo: : potencia calorífica intercambiada en el recuperador 65 3. Modelo de la planta : gasto másico de fluido orgánico. : gasto másico de fluido geotérmico. : calor específico del fluido geotérmico. : temperaturas de entrada y salida del fluido geotérmico en el recuperador. El recuperador, al ser un intercambiador de calor, presenta una efectividad, definida como el cociente entre el salto real de temperaturas que se produce en el intercambiador y el salto máximo que se podría producir. min C ;C ; ; Utilizando el método ε‐NUT, los parámetros que definen al recuperador son los correspondientes un intercambiador de flujo paralelo en contracorriente. NUT 1 R 1 R min C max C ; 1 ; ; R ε 1 ;C ;C C ; m C C ; m C h T h T C NUT ; Ln UA min C ; ; C ε ; ; ; ; Donde: : Número de Unidades de Transferencia del recuperador. ; : Relación de capacidad de calor del recuperador. ; : Capacidad térmica del fluido orgánico. ; : Capacidad térmica del fluido geotérmico. : Calor específico del fluido orgánico. 66 3. Modelo de la planta : Conductancia térmica del recuperador. Un aspecto importante en el recuperador es el acercamiento mínimo producido en el mismo. Se ha fijado un Pinch Point de 3,5°C. Esta condición, se tiene que cumplir en el diagrama T‐Q del recuperador. Para ello se calcula el diagrama punto a punto mediante el siguiente algoritmo. 1, ; 1 / ; ; , ; ; ; ; ; ; ; 1 / ; ; ; min Siendo: : el número de puntos que se van a representar. ; : fracción de calor intercambiado (p.u.) ; : entalpía en cada punto interior del recuperador. : presión media del fluido orgánico en el recuperador. : temperatura del fluido orgánico en el interior del recuperador. ; : temperatura del fluido geotérmico en el interior del recuperador. ; ; ; : acercamiento punto a punto en el recuperador. Turbina: La turbina es el dispositivo donde se extrae el trabajo del ciclo y se transforma en electricidad en el alternador. El fluido orgánico comprimido y calentado se expande en ésta produciendo energía. La turbina presenta un rendimiento isentrópico del 85%. 67 3. Modelo de la planta W η h h h h h h Siendo: m : potencia entregada por la turbina. : rendimiento isentrópico de la turbina. : entalpía de salida de la turbina si no hubiera irreversibilidades en la turbina. Regenerador: El regenerador es el encargado de precalentar el fluido orgánico antes de ser introducido en el recuperador. Aprovecha el calor contenido en el vapor que sale de la turbina, para realizar el precalentamiento. Se trata de un intercambiador de calor de placas, modelado como de flujos cruzados de un solo paso. Q m h ε h m h h T T T T 68 3. Modelo de la planta ε 1 NUT exp R , exp ; R ; NUT , 1 Al pasar el mismo fluido por ambos lados del intercambiador se sabe que el lado caliente presenta menor capacidad térmica que el del lado frío. Por tanto la expresión de la relación de capacidad será la siguiente: R ; ; C ; m C C ; m C C h T h T C h T h T NUT C C ; UA C ; Siendo: : calor intercambiado en el regenerador. : efectividad del regenerador. : Número de Unidades de Transferencia del regenerador. ; : relación de capacidad de calor del regenerador. ; : Capacidad térmica del fluido orgánico en el lado caliente y en el frío. : Calor específico del fluido orgánico en el lado caliente y en el lado frío. ; : Conductancia térmica del regenerador. Además, se sabe que el acercamiento mínimo se produce en la salida del lado caliente (punto 9) y la entrada del lado frío (punto 2). Esto es debido a que el gasto másico es el mismo en ambas corrientes y que el calor específico es menor en el lado caliente. Por tanto el Pinch Point se obtiene como: 69 3. Modelo de la planta PP T T El diagrama T‐Q del regenerador se calcula mediante el mismo algoritmo que en el recuperador, sabiendo que el Pinch Point se calcula con la ecuación anterior. 1, 1 / ; ; ; 1 / ; ; ; / ; ; , ; ; ; , ; ; ; ; ; Siendo: q : fracción de calor intercambiado (p.u.) ; ; : entalpías en cada punto interior del regenerador, correspondientes al lado de alta y baja presión. : presiones medias del fluido orgánico en el lado de alta y baja. ; : temperatura del fluido orgánico en el interior de del regenerador. ; ; ; ; ; : acercamiento puntual en el regenerador. Condensador: En el condensador se realiza la cesión de calor del ciclo al foco frío. Para ello lleva a cabo el desrecalentamiento y la condensación del vapor de escape de la turbina para reiniciar el ciclo termodinámico. Se trata de un intercambiador de calor, donde el fluido orgánico se condensa mediante un fluido refrigerante, que puede ser agua (torre de refrigeración) o aire (aerocondensador). A continuación se indican las expresiones que definen el condensador. 70 3. Modelo de la planta Q m h T T ε T ; T h T T ; ; sub La relación ε‐NUT es independiente de la relación de capacidad (R ), debido a que ésta es nula. Esto es debido al cambio de fase del fluido orgánico, que hace que su capacidad térmica sea infinita. Dando lugar a la siguiente expresión. ε C 1 exp NUT ; m C NUT Donde: UA C ; ; :calorintercambiadoenelcondensador. :efectividaddelcondensador. ; :temperaturasdeentradaysalidadelfluido refrigerante. : Número de Unidades de Transferencia del condensador. ; ; ; :Capacidadtérmicadelfluidorefrigerante. :calorespecíficodelfluidorefrigerante. :Conductanciatérmicadelcondensador. El acercamiento en el condensador se ha establecido en 3,5°C para refrigeracióncontorreyde10°Cconaerocondensador.EldiagramaT‐Q seobtienedelasiguienteforma: 1, ; 1 / 1 ; ; / 71 3. Modelo de la planta ; ; ; ; ; , ; ; ; ; ; ; ; ; ; min Siendo: ; : fracción de calor intercambiado (p.u.) ; : entalpía en cada punto interior del condensador. : presión media del fluido orgánico en el condensador. : temperatura del fluido orgánico en el interior del condensador. : temperatura del fluido refrigerante en el interior del condensador. ; : temperatura del refrigerante a la entrada y salida del condensador. ; ; ; ; ; ; ; : acercamiento puntual en el condensador. Bombas de inyección: La bomba de inyección se encarga de introducir el fluido geotérmico, que ha cedido calor en el recuperador, al pozo de inyección. Dicho fluido vuelve a calentarse en el interior del yacimiento y podrá volver a ser utilizado. Por ello, la bomba de inyección debe ser capaz de superar la pérdida de carga en el yacimiento y alcanzar presiones muy elevadas. La potencia consumida por las bombas de inyección se calcula a continuación. 72 3. Modelo de la planta m N m ; N ; ; v η N ; ; Siendo: : pérdida de carga en cada pozo de inyección. : pérdida de carga por kg/s de fluido geotérmico en cada pozo. v : volumen específico del fluido geotérmico (que es idéntico al del agua). : potencia consumida por una bomba de ; inyección. : potencia consumida por el conjunto de las 4 bobas de inyección. ; ; Bomba de refrigeración (Torre de refrigeración): Esta bomba solo se incluye en la planta cuando se refrigera con torre. Se encarga de hacer circular el agua de refrigeración a través del condensador y la torre. Por tanto, tendrá que vencer las pérdidas de carga presentes en los conductos de refrigeración y en la torre. ∆ ∆ 73 3. Modelo de la planta ∆ ∆ ∆ m ∆ η v ; ; Donde: ∆ : pérdidas de carga en los conductos de refrigeración. : pérdida de carga por metro de tubería de refrigeración en mca. : longitud de los conductos de refrigeración. ∆ : pérdidas de carga en la torre. : pérdidas de carga en la torre en mca. ∆ : pérdidas de carga totales en el circuito de refrigeración. η ; : rendimiento isentrópico de la bomba d refrigeración. : potencia consumida por la bomba de refrigeración. ; Ventiladores de refrigeración (aerocondensador): El aerocondensador refrigera con aire lo que prescinde de bomba de refrigeración. En su lugar, tiene un consumo eléctrico producido por los ventiladores que impulsan el aire, para refrigerar con convección forzada. Las pérdidas del aerocondensador suponen un 2% de la potencia neta del ciclo. 11 10 Aerocond. ; 0,02 ; Donde: : potencia consumida por los ventiladores de refrigeración. ; 74 3. Modelo de la planta ; : potencia neta del ciclo. Parámetros de la planta: ‐ Potencia neta del ciclo: Representa la potencia entregada por el ciclo como resultado de restar la potencia consumida por la bomba a la potencia generada por la turbina. ; ‐ Rendimiento del ciclo: Representa el cociente entre la potencia neta entregada por el ciclo y la potencia introducida en el ciclo, a través del calor transferido en el recuperador. ; ‐ Potencia neta de la planta: Tiene en cuenta todos los elementos de la planta. Por tanto, habrá que restarle a la potencia neta del ciclo, el consumo de las bombas de inyección y el consumo del dispositivo de refrigeración (bomba o ventiladores de refrigeración). ; ; ; ; ; Donde: ‐ : potencia consumida por la bomba de refrigeración (en el caso de refrigeración con torre) o por los ventiladores de refrigeración (en el caso del uso de aerocondensador). ; Rendimiento de la planta: Se calcula como el cociente entre la potencia neta producida por la planta y la potencia calorífica introducida al ciclo, a través del recuperador. ; 3.5.2. Operación Por diversos motivos, la planta no estará continuamente funcionando en su punto nominal de diseño. Las variaciones en el funcionamiento de la planta son 75 3. Modelo de la planta producto de las condiciones ambientales de su emplazamiento y la operación a carga parcial de la planta. Las condiciones ambientales producen variaciones en el foco frío, es decir, en la temperatura de condensación del fluido orgánico en el condensador. Los cambios de temperatura durante el día y a lo largo del año repercuten en la potencia neta entregada por el ciclo. Por ello se han recogido datos hora por hora de las temperaturas húmeda y seca de las distintas ubicaciones de estudio a través de la aplicación METEONORM. La operación a carga parcial puede venir motivada por la avería en alguno de los pozos geotérmicos. Esto implica estar trabajando por debajo de las condiciones de diseño. Para contemplar estas situaciones se han empleado las ecuaciones características que rigen el comportamiento de un ciclo de Rankine a cargas parciales [12]. La caída de presión en la turbina es función del caudal másico la atraviesa y se calcula mediante la ecuación de Stodola. , Conociendo las condiciones nominales y dos de los parámetros de operación se puede determinar el restante. El subíndice "n" se refiere a las condiciones de diseño, los puntos 6 y 7 corresponden a la entrada y salida de la turbina respectivamente y el gasto másico es el del fluido orgánico. La variación en la conductancia térmica (UA) de los intercambiadores de calor del ciclo (donde se incluyen el recuperador, el regenerador y el condensador) viene dada por la siguiente expresión. 1 ; 1 1 , ; 1 , , , Los subíndices "c" y "f" corresponden a las corrientes fría y caliente de los intercambiadores. Por último, las variaciones en las pérdidas de carga de la planta (que incluye las pérdidas en los conductos y equipos) se calculan de la siguiente manera: ∆ ∆ , Para el análisis de operación de la planta se han variado las temperaturas ambientales, correspondientes a los rangos de temperatura anuales de cada ubicación. A su vez, se ha modificado el caudal másico geotérmico, mediante la inhabilitación de 76 3. Modelo de la planta uno o más pozos, dando lugar así a cargas del 100%, 75%, 50% y 25% en función de que estén disponibles cuatro, tres, dos o un pozo de producción. Se observa que en todos los casos de temperatura la presión de condensación es siempre superior a la ambiente, evitándose así la entrada del aire desde el exterior. 3.5.3. Análisisexergéticodelosintercambiadoresdecalor Debido a la necesidad de optimización de los tamaños de los intercambiadores de calor, se ha realizado un análisis exergético [13] de los mismos, para determinar el punto de estricción (pinch point, PP) más apropiado para cada uno de ellos. Los equipos a estudiar son los presentes en el ciclo termodinámico, el recuperador, el regenerador y el condensador. Se ha prestado especial atención al recuperador y al regenerador, puesto que presentan un mayor NUT (Número de Unidades de Transferencia). Este parámetro determina el tamaño del intercambiador, es decir, cuanto mayor sea el valor del NUT mayor será el tamaño del equipo. Para evaluar la sensibilidad exergética frente a la variación del Pinch Point, se han analizado las irreversibilidades presentes en cada uno de los equipos. Para ello, se han realizado los siguientes cálculos. Recuperador: Se ha realizado el cálculo de la exergía en la entrada y salida tanto en el lado del fluido geotérmico como en el lado del fluido orgánico. ∆ ∆ De aquí se despejan las irreversibilidades del recuperador. ∆ ∆ La eficiencia exergética del recuperador se obtiene de la siguiente manera. ; ∆ ∆ 77 3. Modelo de la planta El subíndice "0" se refiere a las condiciones de referencia, que serán la temperatura y presión ambiente de cada ubicación. Regenerador: De la misma manera se calcula la exergía en la entrada y salida de los lados de alta y baja presión del regenerador. 273 273 273 273 ∆ ∆ Por tanto las irreversibilidades se calculan de la siguiente forma: ∆ ∆ Por último se obtiene la eficiencia exergética del regenerador. ∆ ; ∆ 78 4. Resultados 4. Resultados 4.1. Análisisexergético En este apartado se presentan los resultados obtenidos del análisis exergético realizado en el recuperador y el regenerador (apartado 3.5.3), con el fin de reducir el tamaño de los mismos y fijar su Pinch Point (PP). Se ha analizado el yacimiento de Cáceres, pero estos resultados son extrapolables al resto de ubicaciones. El tamaño de los intercambiadores viene determinado por su NUT, por ello se ha representado en la Figura 4.1. la relación que presenta el NUT con la variación del PP en cada equipo. Se aprecia que el NUT del regenerador aumenta exponencialmente a medida que el acercamiento disminuye. Por el contrario, en el recuperador la variación es prácticamente lineal y por tanto, presenta un salto menor en el NUT. Se puede concluir que las variaciones en el acercamiento del regenerador tienen una gran influencia en el tamaño del mismo, mientras que en el recuperador presenta una importancia mucho menor. En la figura 4.2. se muestra la influencia del PP en la eficiencia exergética de ambos intercambiadores, siendo más sensible el regenerador a estas variaciones. 9 8 7 NUT 6 Reg 5 Rec 4 3 2 1 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 PPrec / PPreg [ºC] 8 8,5 9 9,5 10 Figura 4.1. Variación del NUT con respecto al Pinch Point en el recuperador y el regenerador. (Fuente: elaboración propia) 81 4. Resultados 1,0 0,9 exer Rec 0,8 0,7 Reg 0,6 0,5 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 PPrec / PPreg [ºC] 8 8,5 9 9,5 10 Figura 4.2. Variación de la eficiencia exergética con respecto al Pinch Point en el recuperador y el regenerador. (Fuente: elaboración propia) La figura 4.1. sugiere aumentar el PP del regenerador con el fin de reducir el tamaño del mismo, mientras que en el recuperador convendría mantenerlo en el mínimo. Sin embargo, atendiendo a la eficiencia se observa que las variaciones en el PP afectan de manera más acusada al regenerador que al recuperador. Con el fin de evaluar la influencia del PP en el ciclo, se ha realizado un análisis de las irreversibilidades y la potencia neta de la planta en ambos intercambiadores. Esto viene representado en las figuras 4.3., 4.4. y 4.5. 82 4. Resultados 1400 1200 Irec I [kW] 1000 800 600 400 Ireg 200 0 3 4 5 6 7 8 9 PPrec / PPreg [ºC] 10 Figura 4.3. Irreversibilidades del recuperador y el regenerador frente al Pinch Point (Fuente: elaboración propia). 3000 4400 Itot 2500 Wneta;planta 2000 I [kW] 4000 1500 Irec 3800 1000 3600 500 0 3 4 5 6 7 PPrec [ºC] 8 9 3400 10 Figura 4.4. Irreversibilidades del recuperador y variación de la potencia neta de la planta en función del Pinch Point (Fuente: elaboración propia). 83 W neta;planta [kW] 4200 4. Resultados 3000 4400 Wneta;planta 2500 2000 I [kW] 4000 1500 3800 1000 3600 500 0 3 Ireg 4 5 6 7 PPreg [ºC] 8 9 3400 10 Figura 4.5. Irreversibilidades del recuperador y variación de la potencia neta de la planta en función del Pinch Point (Fuente: elaboración propia). En La figura 4.3. se puede apreciar que la variación del PP implica un salto mucho mayor en las irreversibilidades del recuperador que en las del regenerador. Por tanto se concluye, que en el recuperador el PP debe ser lo más bajo posible. Sin embargo, en el regenerador, al no haber una variación significativa en las irreversibilidades se puede aumentar su Pinch Point con el fin de reducir el tamaño del mismo y abaratar su coste. De la misma manera de figuras 4.4. y 4.5. se deriva que habría que fijar el Pinch Point del recuperador al mínimo puesto que pesa mucho en la potencia neta de la planta y apenas varía en tamaño. Por el contrario, el Pinch Point del regenerador habría que llevarlo a 7°C o más, dado que prácticamente no penaliza la potencia y en cambio el tamaño se reduce a la mitad. Todo esto concuerda con lo que se había concluido a partir de la figura 4.1. y explica que aunque la eficiencia exergética sea más sensible al PP en el regenerador que en el recuperador, se puede aumentar el PP en el regenerador porque influye poco en términos absolutos en la pérdida del trabajo producido y permite reducir mucho su tamaño, mientras que el PP en el recuperador debe mantenerse al mínimo por su escasa influencia en el tamaño del mismo pero su gran peso en la caída del trabajo producido en términos absolutos. Por tanto, se ha fijado un Pinch Point de 3,5°C en el recuperador y uno de 10°C en el regenerador. 84 W neta;planta [kW] 4200 Itot 4. Resultados 4.2. Puntonominal En este apartado se presentan los resultados obtenidos del punto de diseño de cada una de las ubicaciones de estudio. Se ha modelado el punto nominal tanto para el uso de torre de refrigeración como para el uso de aerocondensador. Además, se ha contemplado el caso en que la planta trabaje las 24 horas del día y cuando solamente esté en funcionamiento durante las horas diurnas (de 8 ‐ 20 horas). 4.1.1. Cáceres 4.1.1.1. Torrederefrigeración Funcionamiento 24 horas: En la figura 4.6. viene representado el diagrama T‐s del ciclo binario. Se han indicado los puntos del ciclo sobre el diagrama, para una correcta comprensión del mismo. RC318 150 125 5;6 22,78 bar T [°C] 100 75 50 7;8 3;4 1;2 25 3,2 bar 9;10 11;12 0 -25 0,90 1,00 1,10 1,20 1,30 s [kJ/kg-K] 1,40 1,50 1,60 Figura 4.6. Diagrama T‐s del ciclo binario en el punto nominal 24 h para torre de refrigeración (Cáceres). (Fuente: elaboración propia) Las principales propiedades termodinámicas de los puntos del ORC se muestran en la tabla 4.1. 85 4. Resultados Tabla 4.1. Propiedades termodinámicas para refrigeración con torre en el punto de diseño 24 h (Cáceres). (Fuente: elaboración propia) Punto 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 P [bar] 23,70 23,50 23,34 23,14 22,98 22,78 3,205 3,175 3,105 3,075 3,005 2,975 T [°C] 23,16 23,16 37,84 37,84 105,60 105,20 52,79 52,75 33,16 33,11 21,79 21,79 h [kJ/kg] 225,4 225,4 241,7 241,7 373,1 373,1 354,5 354,5 338,1 338,1 223,5 223,5 s [kJ/kg‐K] 1,084 1,084 1,138 1,138 1,507 1,507 1,517 1,518 1,467 1,467 1,083 1,083 Se observa cómo las presiones de baja en todo momento están por encima de la atmosférica, presentando un valor en torno a los 3 bar, debido a que la temperatura del foco frío se sitúa en 11°C (obtenida en el apartado 3.4.1.). Esto es muy importante para el correcto funcionamiento del ciclo, puesto que se ha suprimido la utilización del desgasificador y por tanto hay que evitar la entrada de aire al ciclo. La presión de alta se ha fijado de tal manera que no supere en ningún caso los 23,5 bar en los intercambiadores presentes en el ciclo. El fluido geotérmico procedente de los 4 pozos de producción sale a unos 140°C, habiendo fijado su caudal másico total en 100 kg/s. Este calor es aprovechado para calentar el fluido orgánico en el recuperador, obteniendo un caudal másico de 287,9 kg/s. En su punto de diseño el calor intercambiado asciende a 37,82 MW, presentando una efectividad del 88,36%, un NUT de 4,26 y una conductancia térmica (UA) de 1.785 KW/K. En la figura 4.7. se ha representado el diagrama T‐Q del recuperador, donde la línea roja representa al fluido geotérmico y la línea azul al fluido orgánico. 86 4. Resultados 160 140 Tg, To [ºC] 120 Tg 100 To 80 60 40 20 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 Qrec [p.u.] Figura 4.7. Diagrama T‐Q del recuperador para refrigeración con torre en su punto nominal 24 h (Cáceres). (Fuente: elaboración propia) 55 50 TBP TAP, TBP [ºC] 45 40 35 30 TAP 25 20 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 Qreg [p.u.] Figura 4.8. Diagrama T‐Q del regenerador para refrigeración con torre en su punto nominal 24 h (Cáceres). (Fuente: elaboración propia) 87 4. Resultados En este caso, al utilizar como foco frío la torre de refrigeración, la disipación del calor en el condensador se realiza a través de agua. Utilizar este tipo de refrigeración permite fijar el pinch point en 3,5°C. En el condensador se ceden 33 MW al agua de refrigeración, presentando una efectividad del 29,22%, un NUT de 0,346 y una UA de 2.280 kW/K. En su diagrama T‐Q (figura 4.9.), la línea roja representa al fluido orgánico y la azul al agua de refrigeración. 35 T a;cond, T o;cond [ºC] 31 27 23 19 15 0 0,2 0,4 0,6 Qcond [p.u.] 0,8 1 Figura 4.9. Diagrama T‐Q del condensador refrigerado por torre para el punto nominal 24 h (Cáceres). (Fuente: elaboración propia) Se necesita un caudal másico de agua de 1.578 kg/s para refrigerar el ORC. Al utilizar torre, parte del agua se evaporará, por lo que habrá que cubrir este consumo añadiendo agua al circuito de refrigeración. Hay que evaluar la disponibilidad de agua en la zona con el fin de seleccionar este sistema. Los resultados para el punto de diseño en los intercambiadores se resumen en la tabla 4.2. 88 4. Resultados Tabla 4.2. Características de los intercambiadores de calor del ciclo en su punto nominal 24 h refrigerando con torre (Cáceres). (Fuente: elaboración propia) Potencia [kW] ε NUT UA Fluido caliente Fluido frío [kW/K] [kg/s] [kg/s] Recuperador 37.820 88,36% 4,26 1.785 100 287,9 Regenerador 4.713 66,21% 1,88 453 287,9 287,9 Condensador 32.988 29,22% 0,35 2.280 287,9 1.578 Equipo La potencia generada por la turbina alcanza los 5.358 kW, sin embargo, esta potencia se ve minorada debido al consumo de los distintos equipos presentes en la planta. En la tabla 4.3. se muestran los consumos en las distintas bombas del ciclo, así como la potencia generada por la turbina. Tabla 4.3. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal 24 h con torre de refrigeración (Cáceres). (Fuente: elaboración propia) Potencia [kW] Generada por la turbina Consumida por la bomba de alimentación Consumida por la bomba de refrigeración Consumida por las bombas de inyección Potencia neta de la planta 5.358 527 232 333 4.266 En el punto de diseño, funcionando 24 horas y empleando torre de refrigeración en el yacimiento de Cáceres, se obtiene una potencia eléctrica neta de 4.266 kW, siendo su rendimiento del 11,28%. Funcionamiento 12 horas (de 8‐20 horas): De la misma forma se obtiene el punto de diseño para el funcionamiento durante el día. Al presentar la misma temperatura en el foco frío (11°C) y siendo el resto de parámetros idénticos al caso de funcionamiento durante 24 horas, los resultados obtenidos serán los mismos. Resultando 4.266 kW la potencia entregada por la planta con un rendimiento del 11,28%. 4.1.1.2. Aerocondensador Funcionamiento 24 horas: El diagrama T‐s del ciclo binario se ha representado en la figura 4.10. Se han indicado los puntos del ciclo sobre el diagrama, de la misma manera que en los casos anteriores. Cabe destacar que la temperatura del foco frío se sitúa en 11°C, correspondiente a la temperatura seca que presenta mayor frecuencia. 89 4. Resultados RC318 150 125 5;6 22,78 bar T [°C] 100 75 3;4 50 7;8 1;2 25 4,4 bar 9;10 11;12 0 -25 1,00 1,20 s [kJ/kg-K] 1,40 1,60 Figura 4.10. Diagrama T‐s del ciclo binario en el punto nominal 24 h con aerocondensador (Cáceres). (Fuente: elaboración propia) Aunque en este caso la temperatura seca del ciclo alcance el mismo valor que la temperatura húmeda para el caso de torre de refrigeración, presenta una presión de condensación mayor (entorno a los 4,4 bar). Esto se debe a que el pinch point en el aerocondensador tan sólo puede alcanzar valores de 10°C, lo que incrementa la temperatura de condensación del ciclo. Las propiedades termodinámicas de cada punto del ciclo binario se muestran en la tabla 4.4. 90 4. Resultados Tabla 4.4. Propiedades termodinámicas para refrigeración con aerocondensador en el punto de diseño 24 h (Cáceres). Fuente: elaboración propia) Punto 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 P [bar] 23,70 23,50 23,34 23,14 22,98 22,78 4,408 4,378 4,308 4,278 4,208 4,178 T [°C] 34,08 34,08 44,79 44,79 105,60 105,20 58,30 58,26 44,08 44,03 32,66 32,66 h [kJ/kg] 237,5 237,5 249,7 249,7 373,1 373,1 357,8 357,8 345,6 345,6 235,7 235,7 s [kJ/kg‐K] 1,124 1,124 1,163 1,163 1,507 1,507 1,515 1,516 1,479 1,479 1,123 1,123 En el recuperador, el fluido geotérmico cede 35,54 MW de calor al fluido orgánico, cuyo caudal másico asciende a 287,9 kg/s. Presenta una efectividad del 89,08%, un NUT de 4,23 y una conductancia térmica (UA) de 1.772 kW/K. 160 140 Tg Tg, To [ºC] 120 100 To 80 60 40 0 0,2 0,4 0,6 Qrec [p.u.] 0,8 1 Figura 4.11. Diagrama T‐Q del recuperador para refrigeración con aerocondensador en su punto nominal 24 h (Cáceres). (Fuente: elaboración propia) 91 4. Resultados El regenerador intercambia 3,5 MW de calor presentando una efectividad del 58,64%, un NUT de 1,38 y un UA de 340,8 kW/K. El diagrama T‐Q del mismo se presenta en la figura 4.12. 60 55 TBP TAP, TBP [ºC] 50 45 40 TAP 35 30 0 0,2 0,4 Qreg 0,6 [p.u.] 0,8 1 Figura 4.12. Diagrama T‐Q del regenerador para refrigeración con aerocondensador en su punto nominal 24 h (Cáceres). (Fuente: elaboración propia) El aerocondensador precisa de 2100 kg/s aire para refrigerar el ciclo. El fluido orgánico cede un total de 31,65 MW al aire de refrigeración, presentando una efectividad del 45,41%, un NUT de 0,605 y una UA de 1.277 kW/K. En la figura 4.13. se muestra el diagrama T‐Q del aerocondensador en su punto nominal. 92 4. Resultados 45 40 Ta;cond, To;cond [ºC] 35 30 25 20 15 10 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 Qcond [p.u.] Figura 4.13. Diagrama T‐Q del aerocondensador para el punto nominal 24 h (Cáceres). (Fuente: elaboración propia) La tabla 4.5., resume las características de los intercambiadores en el punto de diseño del ciclo. Tabla 4.5. Características de los intercambiadores de calor del ciclo en su punto nominal 24 h refrigerando con aerocondensador (Cáceres). (Fuente: elaboración propia) Equipo Potencia [kW] ε NUT UA Fluido caliente [kW/K] [kg/s] Recuperador Regenerador Aerocondensador 35.538 3.503 31.651 89,08% 58,64% 45,41% 4,23 1,38 0,61 1.772 341 1.277 100 287,9 287,9 Fluido frío [kg/s] 287,9 287,9 2.100 La turbina genera 4.398 kW de potencia eléctrica. En la tabla 4.6. se muestran los consumos en las bombas y los ventiladores de refrigeración de la planta, así como la potencia generada por la turbina. 93 4. Resultados Tabla 4.6. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal 24 h con aerocondensador (Cáceres). (Fuente: elaboración propia) Potencia [kW] Generada por la turbina Consumida por la bomba de alimentación Consumida por los ventiladores del aerocondensador Consumida por las bombas de inyección Potencia neta del ciclo 4.398 511 78 333 3.476 En resumen, la planta de Cáceres, refrigerada mediante aerocondensador funcionando las 24 horas del día durante todo el año, genera 3.476 kW de potencia eléctrica, presentando un rendimiento del 9,78%. Funcionamiento 12 horas (de 8‐20 horas): El diagrama T‐s del ORC se ha representado en la figura 4.14., siendo 17°C la temperatura del foco frío del ciclo (temperatura seca con mayor frecuencia anual). RC318 150 125 5;6 22,78 bar T [°C] 100 75 3;4 50 1;2 7;8 5,2 bar 9;10 11;12 25 0 -25 1,00 1,20 s [kJ/kg-K] 1,40 1,60 Figura 4.14. Diagrama T‐s del ciclo binario en el punto nominal 12 h con aerocondensador (Cáceres). (Fuente: elaboración propia) La presión de condensación es mayor en este caso puesto que la temperatura nominal del foco frio ha aumentado. Por tanto la potencia entregada por la turbina será menor. Las propiedades de los puntos del ORC se muestran en la tabla 4.7. 94 4. Resultados Tabla 4.7. Propiedades termodinámicas para refrigeración con aerocondensador en el punto de diseño 12 h (Cáceres). Fuente: elaboración propia) Punto 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 P [bar] 23,70 23,50 23,34 23,14 22,98 22,78 5,194 5,164 5,094 5,064 4,994 4,964 T [°C] 39,99 39,99 48,55 48,55 105,60 105,20 61,32 61,28 49,99 49,94 38,54 38,54 h [kJ/kg] 244,2 244,2 254 254 373,1 373,1 359,5 359,5 349,7 349,7 242,4 242,4 s [kJ/kg‐K] 1,146 1,146 1,177 1,177 1,507 1,507 1,514 1,515 1,485 1,485 1,144 1,144 Los intercambiadores del ciclo presentan las siguientes características presentadas en la tabla 4.8. Tabla 4.8. Características de los intercambiadores de calor del ciclo en su punto nominal 12 h refrigerando con aerocondensador (Cáceres). (Fuente: elaboración propia) Potencia [kW] ε NUT UA Fluido caliente Fluido frío [kW/K] [kg/s] [kg/s] Recuperador 34.286 89,48% 4,21 1.763 100 287,9 Regenerador 2.832 53,03% 1,11 278 287,9 287,9 Aerocondensador 30.877 45,54% 0,61 1.251 287,9 2.048 Equipo Los diagramas T‐Q de los intercambiadores se presentan en las figuras 4.15., 4.16. y 4.17., correspondientes al recuperador, el regenerador y aerocondensador respectivamente. 95 4. Resultados 160 140 Tg Tg, To [ºC] 120 100 To 80 60 40 0 0,2 0,4 0,6 0,8 Qrec [p.u.] 1 Figura 4.15. Diagrama T‐Q del recuperador para refrigeración con aerocondensador en su punto nominal 12 h (Cáceres). (Fuente: elaboración propia) 65 60 TBP TAP, TBP [ºC] 55 50 45 TAP 40 35 0 0,2 0,4 Qreg 0,6 [p.u.] 0,8 1 Figura 4.16. Diagrama T‐Q del regenerador para refrigeración con aerocondensador en su punto nominal 12 h (Cáceres). (Fuente: elaboración propia) 96 4. Resultados 55 50 Ta;cond, To;cond [ºC] 45 40 35 30 25 20 15 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 Qcond [p.u.] Figura 4.17. Diagrama T‐Q del aerocondensador para el punto nominal 12 h (Cáceres). (Fuente: elaboración propia) La potencia generada y consumida por los distintos equipos del ciclo viene dada en la tabla 4.9. Tabla 4.9. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal 12 h con aerocondensador (Cáceres). (Fuente: elaboración propia) Potencia [kW] Generada por la turbina Consumida por la bomba de alimentación Consumida por los ventiladores del aerocondensador Consumida por las bombas de inyección Potencia neta del ciclo 3908 499 68 333 3.008 Por tanto, la planta de Cáceres refrigerada mediante aerocondensador funcionando 12 horas durante el día, genera 3.008 kW de potencia eléctrica, presentando un rendimiento del 8,77%. 4.1.2. Jaca A partir de ahora, únicamente se van representar las gráficas correspondientes al diagrama T‐s del ciclo así como los diagramas T‐Q del recuperador y regenerador, excluyendo al condensador debido a que dicha gráfica no aporta datos relevantes. 97 4. Resultados 4.1.2.1. Torrederefrigeración Funcionamiento 24 horas: Tabla 4.10. Propiedades termodinámicas para refrigeración con torre en el punto de diseño 24 h (Jaca). (Fuente: elaboración propia) Punto 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 P [bar] 23,70 23,50 23,34 23,14 22,98 22,78 2,922 2,892 2,822 2,792 2,722 2,692 T [°C] 20,12 20,12 35,91 35,91 105,60 105,20 51,27 51,23 30,12 30,07 18,76 18,76 h [kJ/kg] 222 222 239,6 239,6 373,1 373,1 353,5 353,5 336 336 220,2 220,2 s [kJ/kg‐K] 1,073 1,073 1,131 1,131 1,507 1,507 1,518 1,518 1,463 1,464 1,071 1,071 Tabla 4.11. Características de los intercambiadores de calor del ciclo en su punto nominal 24 h refrigerando con torre (Jaca). (Fuente: elaboración propia) Equipo Recuperador Regenerador Condensador Potencia [kW] 45.808 6.006 39.722 ε NUT 95,82% 67,85% 29,29% 6,16 2,03 0,35 UA [kW/K] 2.580 577 2.754 Fluido caliente Fluido frío [kg/s] [kg/s] 100 343 343 343 343 1.901 Tabla 4.12. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal 24 h con torre de refrigeración (Jaca). (Fuente: elaboración propia) Potencia [kW] Generada por la turbina Consumida por la bomba de alimentación Consumida por la bomba de refrigeración Consumida por las bombas de inyección Potencia neta del ciclo 6.717 631 280 333 5.473 De esta forma, la planta de Jaca refrigerada mediante torre funcionando 24 horas al día, genera 5.473 kW con un rendimiento del 11,95%, en su punto nominal. 98 4. Resultados RC318 150 125 5;6 22,78 bar T [°C] 100 75 50 3;4 7;8 1;2 25 2,92 bar 9;10 11;12 0 -25 1,00 1,20 1,40 1,60 s [kJ/kg-K] Figura 4.18. Diagrama T‐s del ciclo binario en el punto nominal 24 h con torre de refrigeración (Jaca). (Fuente: elaboración propia) 160 140 Tg Tg, To [ºC] 120 100 To 80 60 40 20 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 Qrec [p.u.] Figura 4.19. Diagrama T‐Q del recuperador para refrigeración con torre en su punto nominal 24 h (Jaca). (Fuente: elaboración propia) 55 50 TAP, TBP [ºC] 45 TBP 40 35 30 TAP 25 20 15 0 0,2 0,4 0,6 Qreg [p.u.] 0,8 1 Figura 4.20. Diagrama T‐Q del regenerador para refrigeración con torre en su punto nominal 24 h (Jaca). (Fuente: elaboración propia) 99 4. Resultados Funcionamiento 12 horas (de 8‐20 horas): El punto de diseño, para el funcionamiento durante el día en el yacimiento de Jaca, es idéntico que para el caso de funcionamiento durante 24 h, al presentar la misma temperatura del foco frío (8°C). Obteniéndose 5.473 kW de potencia entregada por la planta con un rendimiento del 11,95%. 4.1.2.2. Aerocondensador Funcionamiento 24 horas: Tabla 4.13. Propiedades termodinámicas para refrigeración con aerocondensador en el punto de diseño 24 h (Jaca). (Fuente: elaboración propia) Punto 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 P [bar] 23,70 23,50 23,34 23,14 22,98 22,78 4,408 4,378 4,308 4,278 4,208 4,178 T [°C] 34,08 34,08 44,79 44,79 105,60 105,20 58,30 58,26 44,08 44,03 32,66 32,66 h [kJ/kg] 237,5 237,5 249,7 249,7 373,1 373,1 357,8 357,8 345,6 345,6 235,7 235,7 s [kJ/kg‐K] 1,124 1,124 1,163 1,163 1,507 1,507 1,515 1,516 1,479 1,479 1,123 1,123 Tabla 4.14. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal 24 h con aerocondensador (Jaca). (Fuente: elaboración propia) Potencia [kW] Recuperador 42.338 Regenerador 4.174 Aerocondensador 37.707 Equipo ε NUT 96,04% 58,64% 45,41% 4,23 1,38 0,61 UA Fluido caliente Fluido frío [kW/K] [kg/s] [kg/s] 1.772 100 343,0 341 343,0 343,0 1.277 343,0 2.501 Tabla 4.15. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal 24 h con aerocondensador (Jaca). (Fuente: elaboración propia) Potencia [kW] Generada por la turbina 5.240 Consumida por la bomba de alimentación 609 Consumida por los ventiladores del aerocondensador 93 Consumida por las bombas de inyección 333 Potencia neta del ciclo 4.205 Por tanto, la planta de Jaca refrigerada mediante aerocondensador funcionando 24 horas durante el día, genera 4.205 kW de potencia eléctrica, presentando un rendimiento del 9,93%. 100 4. Resultados RC318 150 125 5;6 22,78 bar T [°C] 100 75 3;4 50 7;8 1;2 25 4,4 bar 9;10 11;12 0 -25 0,90 1,00 1,10 1,20 1,30 1,40 1,50 s [kJ/kg-K] 1,60 Figura 4.21. Diagrama T‐s del ciclo binario en el punto nominal 24 h con aerocondensador (Jaca). (Fuente: elaboración propia) 160 140 Tg Tg, To [ºC] 120 100 To 80 60 40 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 Qrec [p.u.] Figura 4.22. Diagrama T‐Q del recuperador para refrigeración con aerocondensador en su punto nominal 24 h (Jaca). (Fuente: elaboración propia) 60 55 TBP TAP, TBP [ºC] 50 45 40 TAP 35 30 0 0,2 0,4 0,6 Qreg [p.u.] 0,8 1 Figura 4.23. Diagrama T‐Q del regenerador para refrigeración con aerocondensador en su punto nominal 24 h (Jaca). (Fuente: elaboración propia) 101 4. Resultados Funcionamiento 12 horas (de 8‐20 horas): Tabla 4.16. Propiedades termodinámicas para refrigeración con aerocondensador en el punto de diseño 12 h (Jaca). (Fuente: elaboración propia) Punto 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 P [bar] 23,70 23,50 23,34 23,14 22,98 22,78 4,533 4,503 4,433 4,403 4,333 4,303 T [°C] 35,07 35,08 45,42 45,42 105,60 105,20 58,81 58,77 45,08 45,03 33,65 33,65 h [kJ/kg] 238,6 238,6 250,4 250,4 373,1 373,1 358,1 358,1 346,3 346,3 236,9 236,9 s [kJ/kg‐K] 1,128 1,128 1,166 1,166 1,507 1,507 1,515 1,515 1,48 1,48 1,126 1,126 Tabla 4.17. Características de los intercambiadores de calor del ciclo en su punto nominal 12 h refrigerando con aerocondensador (Jaca). (Fuente: elaboración propia) Potencia [kW] Equipo Recuperador Regenerador Aerocondensador ε 42.088 96,05% 4.040 57,79% 37.555 45,42% NUT UA [kW/K] Fluido caliente [kg/s] Fluido frío [kg/s] 5,92 1,33 0,61 2.482 394 1.516 100 343 343 343 343 2.491 Tabla 4.18. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal 12 h con aerocondensador (Jaca). (Fuente: elaboración propia) Potencia [kW] Generada por la turbina Consumida por la bomba de alimentación Consumida por los ventiladores del aerocondensador Consumida por las bombas de inyección Potencia neta del ciclo 5.140 607 91 333 4.109 En su punto de diseño, funcionando 12 horas y refrigerado por aerocondensador, el yacimiento de Jaca genera una potencia eléctrica neta de 4.109 kW, alcanzando un rendimiento del 9,76%. 102 4. Resultados RC318 150 125 5;6 22,78 bar T [°C] 100 75 1;2 50 7;8 3;4 4,53 bar 25 9;10 11;12 0 -25 0,90 1,00 1,10 1,20 1,30 1,40 1,50 s [kJ/kg-K] 1,60 Figura 4.24. Diagrama T‐s del ciclo binario en el punto nominal 12 h con aerocondensador (Jaca). (Fuente: elaboración propia) 160 140 Tg Tg, To [ºC] 120 100 To 80 60 40 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 Qrec [p.u.] Figura 4.25. Diagrama T‐Q del recuperador para refrigeración con aerocondensador en su punto nominal 12 h (Jaca). (Fuente: elaboración propia) 60 55 TBP TAP, TBP [ºC] 50 45 40 TAP 35 30 0 0,2 0,4 0,6 Qreg [p.u.] 0,8 1 Figura 4.26. Diagrama T‐Q del regenerador para refrigeración con aerocondensador en su punto nominal 12 h (Jaca). (Fuente: elaboración propia) 103 4. Resultados 4.1.3. Murcia 4.1.3.1. Torrederefrigeración Funcionamiento 24 horas: Tabla 4.19. Propiedades termodinámicas para refrigeración con torre en el punto de diseño 24 h (Murcia). (Fuente: elaboración propia) Punto 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 P [bar] 23,70 23,50 23,34 23,14 22,98 22,78 2,922 2,892 2,822 2,792 2,722 2,692 T [°C] 20,12 20,12 35,91 35,91 105,60 105,20 51,27 51,23 30,12 30,07 18,76 18,76 h [kJ/kg] 222 222 239,6 239,6 373,1 373,1 353,5 353,5 336 336 220,2 220,2 s [kJ/kg‐K] 1,073 1,073 1,131 1,131 1,507 1,507 1,518 1,518 1,463 1,464 1,071 1,071 Tabla 4.20. Características de los intercambiadores de calor del ciclo en su punto nominal 24 h refrigerando con torre (Murcia). (Fuente: elaboración propia) Equipo Recuperador Regenerador Condensador Potencia [kW] 38.450 5.041 33.341 ε NUT 88,16% 67,85% 29,29% 4,27 2,03 0,35 UA Fluido caliente Fluido frío [kW/K] [kg/s] [kg/s] 1.788 100 287,9 484 287,9 287,9 2.311 287,9 1.595 Tabla 4.21. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal 24 h con torre de refrigeración (Murcia). (Fuente: elaboración propia) Potencia [kW] Generada por la turbina Consumida por la bomba de alimentación Consumida por la bomba de refrigeración Consumida por las bombas de inyección Potencia neta del ciclo 5.638 530 235 333 4.540 En resumen, la planta de Murcia, refrigerada mediante torre y funcionando las 24 horas del día, genera 4.540 kW de potencia eléctrica, presentando un rendimiento del 11,81%. 104 4. Resultados RC318 150 125 5;6 22,78 bar T [°C] 100 75 50 3;4 7;8 1;2 25 2,92 bar 9;10 11;12 0 -25 0,90 1,00 1,10 1,20 1,30 1,40 1,50 1,60 s [kJ/kg-K] Figura 4.27. Diagrama T‐s del ciclo binario en el punto nominal 24 h para torre de refrigeración (Murcia). (Fuente: elaboración propia) 160 140 Tg Tg, To [ºC] 120 100 To 80 60 40 20 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 Qrec [p.u.] Figura 4.28. Diagrama T‐Q del recuperador para refrigeración con torre en su punto nominal 24 h (Murcia). (Fuente: elaboración propia) 55 50 45 TAP, TBP [ºC] TBP 40 35 30 TAP 25 20 15 0 0,2 0,4 0,6 Qreg [p.u.] 0,8 1 Figura 4.29. Diagrama T‐Q del regenerador para refrigeración con torre en su punto nominal 24 h (Murcia). (Fuente: elaboración propia) 105 4. Resultados Funcionamiento 12 horas (de 8‐20 horas): Tabla 4.22. Propiedades termodinámicas para refrigeración con torre en el punto de diseño 12 h (Murcia). (Fuente: elaboración propia) Punto 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 P [bar] 23,70 23,50 23,34 23,14 22,98 22,78 3,014 2,984 2,914 2,884 2,814 2,784 T [°C] 21,13 21,13 36,55 36,55 105,60 105,20 51,78 51,73 31,13 31,08 19,77 19,77 h [kJ/kg] 223,2 223,2 240,3 240,3 373,1 373,1 353,8 353,8 336,7 336,7 221,3 221,3 s [kJ/kg‐K] 1,077 1,077 1,133 1,133 1,507 1,507 1,518 1,518 1,465 1,465 1,075 1,075 Tabla 4.23. Características de los intercambiadores de calor del ciclo en su punto nominal 12 h refrigerando con torre (Murcia). (Fuente: elaboración propia) Equipo Recuperador Regenerador Condensador Potencia [kW] ε NUT UA Fluido caliente [kW/K] [kg/s] 38.240 4.932 33.224 88,22% 67,32% 29,27% 4,27 1,98 0,35 1.787 474 2.301 100 287,9 287,9 Fluido frío [kg/s] 287,9 287,9 1.590 Tabla 4.24. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal 12 h con torre de refrigeración (Murcia). (Fuente: elaboración propia) Potencia [kW] Generada por la turbina Consumida por la bomba de alimentación Consumida por la bomba de refrigeración Consumida por las bombas de inyección Potencia neta del ciclo 5.544 529 234 333 4.448 Por tanto, la planta de Jaca refrigerada mediante torre funcionando 12 horas al día, genera 4.448 kW de potencia eléctrica neta, presentando un rendimiento del 11,63%. 106 4. Resultados RC318 150 125 5;6 22,78 bar T [°C] 100 75 50 3;4 7;8 1;2 25 3,01 bar 9;10 11;12 0 -25 0,90 1,00 1,10 1,20 1,30 1,40 1,50 1,60 s [kJ/kg-K] Figura 4.30. Diagrama T‐s del ciclo binario en el punto nominal 12 h para torre de refrigeración (Murcia). (Fuente: elaboración propia) 160 140 Tg Tg, To [ºC] 120 100 To 80 60 40 20 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 Qrec [p.u.] Figura 4.31. Diagrama T‐Q del recuperador para refrigeración con torre en su punto nominal 12 h (Murcia). (Fuente: elaboración propia) 55 50 TAP, TBP [ºC] 45 TBP 40 35 30 TAP 25 20 15 0 0,2 0,4 0,6 Qreg [p.u.] 0,8 1 Figura 4.32. Diagrama T‐Q del regenerador para refrigeración con torre en su punto nominal 12 h (Murcia). (Fuente: elaboración propia) 107 4. Resultados 4.1.3.2. Aerocondensador Funcionamiento 24 horas: Tabla 4.25. Propiedades termodinámicas para refrigeración con aerocondensador en el punto de diseño 24 h (Murcia). (Fuente: elaboración propia) Punto 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 P [bar] 23,70 23,50 23,34 23,14 22,98 22,78 5,637 5,607 5,537 5,507 5,437 5,407 T [°C] 43,01 43,01 50,48 50,48 105,60 105,20 62,88 62,84 53,01 52,97 41,56 41,56 h [kJ/kg] 247,6 247,6 256,3 256,3 373,1 373,1 360,4 360,4 351,7 351,7 245,9 245,9 s [kJ/kg‐K] 1,157 1,157 1,184 1,184 1,507 1,507 1,514 1,514 1,488 1,489 1,155 1,155 Tabla 4.26. Características de los intercambiadores de calor del ciclo en su punto nominal 24 h refrigerando con aerocondensador (Murcia). (Fuente: elaboración propia) Equipo Recuperador Potencia ε [kW] 33.638 89,68% NUT 4,20 UA Fluido caliente Fluido frío [kW/K] [kg/s] [kg/s] 1.758 100 287,9 Regenerador 2.485 45,55% 0,97 245 287,9 287,9 Aerocondensador 30.465 45,50% 0,61 1.233 287,9 2.021 Tabla 4.27. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal 24 h con aerocondensador (Murcia). (Fuente: elaboración propia) Potencia [kW] Generada por la turbina Consumida por la bomba de alimentación Consumida por los ventiladores del aerocondensador Consumida por las bombas de inyección Potencia neta del ciclo 3.665 492 63 333 2.776 La planta de Murcia refrigerada mediante aerocondensador funcionando las 24 horas al día, produce 2.776 kW con un rendimiento del 8,25%, en su punto nominal. 108 4. Resultados RC318 150 125 5;6 22,78 bar T [°C] 100 75 3;4 50 7;8 1;2 5,64 bar 9;10 11;12 25 0 -25 0,90 1,00 1,10 1,20 1,30 1,40 1,50 s [kJ/kg-K] 1,60 Figura 4.33. Diagrama T‐s del ciclo binario en el punto nominal 24 h con aerocondensador (Murcia). (Fuente: elaboración propia) 160 140 Tg Tg, To [ºC] 120 To 100 80 60 40 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 Qrec [p.u.] Figura 4.34. Diagrama T‐Q del recuperador para refrigeración con aerocondensador en su punto nominal 24 h (Murcia). (Fuente: elaboración propia) 65 TAP, TBP [ºC] 60 TBP 55 50 TAP 45 40 0 0,2 0,4 0,6 Qreg [p.u.] 0,8 1 Figura 4.35. Diagrama T‐Q del regenerador para refrigeración con aerocondensador en su punto nominal 24 h (Murcia). (Fuente: elaboración propia) 109 4. Resultados Funcionamiento 12 horas (de 8‐20 horas): Tabla 4.28. Propiedades termodinámicas para refrigeración con aerocondensador en el punto de diseño 12 h (Murcia). (Fuente: elaboración propia) Punto 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 P [bar] 23,70 23,50 23,34 23,14 22,98 22,78 5,339 5,309 5,239 5,209 5,139 5,109 T [°C] 41,00 41,00 49,19 49,19 105,60 105,20 61,84 61,80 51,00 50,95 39,55 39,55 h [kJ/kg] 245,3 245,3 254,8 254,8 373,1 373,1 359,8 359,8 350,4 350,4 243,6 243,6 s [kJ/kg‐K] 1,149 1,15 1,179 1,179 1,507 1,507 1,514 1,514 1,486 1,486 1,148 1,148 Tabla 4.29. Características de los intercambiadores de calor del ciclo en su punto nominal 12 h refrigerando con aerocondensador (Murcia). (Fuente: elaboración propia) Equipo Recuperador Regenerador Aerocondensador Potencia [kW] 34.070 2.717 30.741 ε NUT 89,54% 51,92% 45,52% 4,20 1,06 0,61 UA Fluido caliente Fluido frío [kW/K] [kg/s] [kg/s] 1.761 100 287,9 267 287,9 287,9 1.245 287,9 2.039 Tabla 4.30. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal 12 h con aerocondensador (Murcia). (Fuente: elaboración propia) Potencia [kW] Generada por la turbina Consumida por la bomba de alimentación Consumida por los ventiladores del aerocondensador Consumida por las bombas de inyección Potencia neta del ciclo 3.826 497 67 333 2.930 Funcionando 12 horas al día y refrigeración con aerocondensador, la planta de Murcia genera 2.930 kW de potencia eléctrica neta, con un rendimiento del 8,60%. 110 4. Resultados RC318 150 125 5;6 22,78 bar T [°C] 100 75 3;4 50 7;8 1;2 9;10 5,34 bar 11;12 25 0 -25 0,90 1,00 1,10 1,20 1,30 1,40 1,50 1,60 s [kJ/kg-K] Figura 4.36. Diagrama T‐s del ciclo binario en el punto nominal 12 h con aerocondensador (Murcia). (Fuente: elaboración propia) 160 140 Tg Tg, To [ºC] 120 100 To 80 60 40 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 Qrec [p.u.] Figura 4.37. Diagrama T‐Q del recuperador para refrigeración con aerocondensador en su punto nominal 12 h (Murcia). (Fuente: elaboración propia) 65 60 TBP TAP, TBP [ºC] 55 50 45 TAP 40 35 0 0,2 0,4 0,6 Qreg [p.u.] 0,8 1 Figura 4.38. Diagrama T‐Q del regenerador para refrigeración con aerocondensador en su punto nominal 12 h (Murcia). (Fuente: elaboración propia) 111 4. Resultados 4.1.4. Pontevedra 4.1.4.1. Torrederefrigeración Funcionamiento 24 horas: Tabla 4.31. Propiedades termodinámicas para refrigeración con torre en el punto de diseño 24 h (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) Punto 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 P [bar] 23,70 23,50 23,34 23,14 22,98 22,78 3,509 3,479 3,409 3,379 3,309 3,279 T [°C] 26,20 26,20 39,78 39,78 105,60 105,20 54,32 54,28 36,20 36,15 24,81 24,81 h [kJ/kg] 228,7 228,7 243,9 243,9 373,1 373,1 355,4 355,4 340,2 340,2 226,9 226,9 s [kJ/kg‐K] 1,095 1,095 1,145 1,145 1,507 1,507 1,517 1,517 1,47 1,47 1,094 1,094 Tabla 4.32. Características de los intercambiadores de calor del ciclo en su punto nominal 24 h refrigerando con torre (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) Equipo Recuperador Regenerador Condensador Potencia [kW] ε NUT UA Fluido caliente Fluido frío [kW/K] [kg/s] [kg/s] 37.189 4.381 32.627 88,56% 64,39% 29,15% 4,25 1,74 0,34 1.782 422 2.249 100 287,9 287,9 287,9 287,9 1.561 Tabla 4.33. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal 24 h con torre de refrigeración (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) Potencia [kW] Generada por la turbina Consumida por la bomba de alimentación Consumida por la bomba de refrigeración Consumida por las bombas de inyección Potencia neta del ciclo 5.084 523 230 333 3.998 La planta de Pontevedra refrigerada mediante torre y funcionando las 24 horas al día, produce 3.998 kW con un rendimiento del 10,75%, en su punto nominal. 112 4. Resultados RC318 150 125 5;6 22,78 bar T [°C] 100 75 50 3;4 7;8 1;2 3,51 bar 25 9;10 11;12 0 -25 0,90 1,00 1,10 1,20 1,30 1,40 1,50 1,60 s [kJ/kg-K] Figura 4.39. Diagrama T‐s del ciclo binario en el punto nominal 24 h para torre de refrigeración (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) 160 140 Tg Tg, To [ºC] 120 100 To 80 60 40 20 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 Qrec [p.u.] Figura 4.40. Diagrama T‐Q del recuperador para refrigeración con torre en su punto nominal 24 h (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) 60 55 50 TAP, TBP [ºC] TBP 45 40 35 TAP 30 25 20 0 0,2 0,4 0,6 Qreg [p.u.] 0,8 1 Figura 4.41. Diagrama T‐Q del regenerador para refrigeración con torre en su punto nominal 24 h (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) 113 4. Resultados Funcionamiento 12 horas (de 8‐20 horas): Tabla 4.34. Propiedades termodinámicas para refrigeración con torre en el punto de diseño 12 h (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) Punto 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 P [bar] 23,70 23,50 23,34 23,14 22,98 22,78 3,616 3,586 3,516 3,486 3,416 3,386 T [°C] 27,21 27,21 40,42 40,42 105,60 105,20 54,83 54,79 37,21 37,16 25,82 25,82 h [kJ/kg] 229,8 229,8 244,7 244,7 373,1 373,1 355,7 355,7 340,9 340,9 228 228 s [kJ/kg‐K] 1,099 1,099 1,147 1,148 1,507 1,507 1,517 1,517 1,471 1,471 1,098 1,098 Tabla 4.35. Características de los intercambiadores de calor del ciclo en su punto nominal 12 h refrigerando con torre (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) Equipo Recuperador Regenerador Condensador Potencia [kW] 36.977 4.269 32.505 ε NUT 88,62% 63,74% 29,13% 4,25 1,70 0,34 UA [kW/K] 1.781 412 2.239 Fluido caliente Fluido frío [kg/s] [kg/s] 100 287,9 287,9 287,9 287,9 1.555 Tabla 4.36. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal 12 h con torre de refrigeración (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) Potencia [kW] Generada por la turbina Consumida por la bomba de alimentación Consumida por la bomba de refrigeración Consumida por las bombas de inyección Potencia neta del ciclo 4.994 522 229 333 3.910 La central de Pontevedra refrigerada mediante torre y funcionando las 24 horas al día, produce 3.910 kW presentando un rendimiento del 10,57%, en su punto nominal. 114 4. Resultados RC318 150 125 5;6 22,78 bar T [°C] 100 75 50 3;4 7;8 1;2 3,62 bar 25 9;10 11;12 0 -25 0,90 1,00 1,10 1,20 1,30 1,40 1,50 1,60 s [kJ/kg-K] Figura 4.42. Diagrama T‐s del ciclo binario en el punto nominal 12 h para torre de refrigeración (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) 160 140 Tg Tg, To [ºC] 120 100 To 80 60 40 20 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 Qrec [p.u.] Figura 4.43. Diagrama T‐Q del recuperador para refrigeración con torre en su punto nominal 12 h (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) 60 55 TAP, TBP [ºC] 50 TBP 45 40 35 TAP 30 25 20 0 0,2 0,4 0,6 Qreg [p.u.] 0,8 1 Figura 4.44. Diagrama T‐Q del regenerador para refrigeración con torre en su punto nominal 12 h (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) 115 4. Resultados 4.1.4.2. Aerocondensador Funcionamiento 24 horas: Tabla 4.37. Propiedades termodinámicas para refrigeración con aerocondensador en el punto de diseño 24 h (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) Punto 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 P [bar] 23,70 23,50 23,34 23,14 22,98 22,78 4,779 4,749 4,679 4,649 4,579 4,549 T [°C] 36,96 36,96 46,62 46,62 105,60 105,20 59,77 59,73 46,96 46,92 35,53 35,53 h [kJ/kg] 240,8 240,8 251,8 251,8 373,1 373,1 358,7 358,7 347,6 347,6 239 239 s [kJ/kg‐K] 1,135 1,135 1,17 1,17 1,507 1,507 1,515 1,515 1,482 1,482 1,133 1,133 Tabla 4.38. Características de los intercambiadores de calor del ciclo en su punto nominal 24 h refrigerando con aerocondensador (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) Potencia [kW] Recuperador 34.929 Regenerador 3.177 Aerocondensador 31.278 Equipo ε NUT 89,27% 56,07% 45,57% 4,22 1,25 0,61 UA Fluido caliente Fluido frío [kW/K] [kg/s] [kg/s] 1.768 100 287,9 310 287,9 287,9 1.268 287,9 2.075 Tabla 4.39. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal 24 h con aerocondensador (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) Potencia [kW] Generada por la turbina Consumida por la bomba de alimentación Consumida por los ventiladores del aerocondensador Consumida por las bombas de inyección Potencia neta del ciclo 4.156 505 73 333 3.245 La planta de Pontevedra refrigerada mediante aerocondensador funcionando las 24 horas al día, produce 3.245 kW con un rendimiento del 9,29%, en su punto nominal. 116 4. Resultados RC318 150 125 5;6 22,78 bar T [°C] 100 75 3;4 50 7;8 1;2 9;10 4,78 bar 11;12 25 0 -25 0,90 1,00 1,10 1,20 1,30 1,40 1,50 1,60 s [kJ/kg-K] Figura 4.45. Diagrama T‐s del ciclo binario en el punto nominal 24 h con aerocondensador (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) 160 140 Tg Tg, To [ºC] 120 To 100 80 60 40 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 Qrec [p.u.] Figura 4.46. Diagrama T‐Q del recuperador para refrigeración con aerocondensador en su punto nominal 24 h (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) 65 60 TAP, TBP [ºC] 55 TBP 50 45 TAP 40 35 30 0 0,2 0,4 0,6 Qreg [p.u.] 0,8 1 Figura 4.47. Diagrama T‐Q del regenerador para refrigeración con aerocondensador en su punto nominal 24 h (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) 117 4. Resultados Funcionamiento 12 horas (de 8‐20 horas): Tabla 4.40. Propiedades termodinámicas para refrigeración con aerocondensador en el punto de diseño 12 h (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) Punto 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 P [bar] 23,70 23,50 23,34 23,14 22,98 22,78 5,053 5,023 4,953 4,923 4,853 4,823 T [°C] 38,98 38,98 47,91 47,91 105,60 105,20 60,80 60,76 48,98 48,93 37,54 37,54 h [kJ/kg] 243 243 253,3 253,3 373,1 373,1 359,2 359,2 349 349 241,3 241,3 s [kJ/kg‐K] 1,142 1,142 1,175 1,175 1,507 1,507 1,515 1,515 1,484 1,484 1,141 1,141 Tabla 4.41. Características de los intercambiadores de calor del ciclo en su punto nominal 12 h refrigerando con aerocondensador (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) Equipo Recuperador Regenerador Aerocondensador Potencia [kW] 34.500 2.947 31.011 ε NUT 89,41% 54,08% 45,55% 4,21 1,15 0,61 UA [kW/K] 1.764 289 1.257 Fluido caliente Fluido frío [kg/s] [kg/s] 100 287,9 287,9 287,9 287,9 2.057 Tabla 4.42. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal 12 h con aerocondensador (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) Potencia [kW] Generada por la turbina Consumida por la bomba de alimentación Consumida por los ventiladores del aerocondensador Consumida por las bombas de inyección Potencia neta del ciclo 3.990 501 70 333 3.086 En resumen, la planta de Pontevedra, refrigerada mediante aerocondensador estando 12 horas al día en funcionamiento, genera 3.086 kW de potencia eléctrica en su punto nominal, presentando un rendimiento del 8,94%. 118 4. Resultados RC318 150 125 5;6 22,78 bar T [°C] 100 75 3;4 50 7;8 1;2 9;10 5,05 bar 11;12 25 0 -25 0,90 1,00 1,10 1,20 1,30 1,40 1,50 s [kJ/kg-K] 1,60 Figura 4.48. Diagrama T‐s del ciclo binario en el punto nominal 12 h con aerocondensador (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) 160 140 Tg Tg, To [ºC] 120 100 To 80 60 40 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 Qrec [p.u.] Figura 4.49. Diagrama T‐Q del recuperador para refrigeración con aerocondensador en su punto nominal 12 h (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) 65 60 TBP TAP, TBP [ºC] 55 50 45 TAP 40 35 0 0,2 0,4 0,6 Qreg [p.u.] 0,8 1 Figura 4.50. Diagrama T‐Q del regenerador para refrigeración con aerocondensador en su punto nominal 12 h (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) 119 4. Resultados 4.1.5. Tablaresumen En la tabla 4.43. se muestran los resultados del punto de diseño para cada uno de los yacimientos de estudio. Todos se han modelado con un caudal másico de fluido geotérmico de 100 kg/s con el fin de tener una base de comparación. Se observa que la planta de jaca es la que presenta mayor potencia neta y rendimiento. Esto es debido a que la fuente geotérmica es de mejor calidad, ya que alcanza temperaturas de 150°C frente a los 140°C del resto. Además, dicha ubicación presenta menores temperaturas en el foco frío en su punto nominal, lo que permite obtener mayores potencias y alcanzar mejores rendimientos. 120 4. Resultados Tabla 4.43. Resultados de los distintos escenarios para el punto de diseño de las distintas plantas de estudio. (Fuente: elaboración propia) Pontevedra Murcia Jaca Cáceres Punto nominal Tfoco caliente Tfoco frio [°C] [°C] Fluido geotérmico [kg/s] Fluido orgánico [kg/s] Fluido refrigeración [kg/s] 287,9 1.578 287,9 1.578 287,9 2.100 Potencia [kW] η [%] Torre 24 h 4.266 11,28% Torre 12 h 4.266 11,28% Aerocond. 24 h 3.476 9,78% Aerocond. 12 h 3.008 8,77% 17 287,9 2.048 Torre 24 h 5.473 11,95% 8 343 1.901 Torre 12 h 5.473 11,95% 343 1.901 Aerocond. 24 h 4.205 9,93% 343 2.501 Aerocond. 12 h 4.109 9,76% 12 343 2.491 Torre 24 h 4.540 11,81% 8 287,9 1.595 Torre 12 h 4.448 11,63% 287,9 1.590 Aerocond. 24 h 2.776 8,25% 287,9 2.021 Aerocond. 12 h 2.930 8,60% 18 287,9 2.039 Torre 24 h 3.998 10,75% 14 287,9 1.561 Torre 12 h 3.910 10,57% 287,9 1.555 Aerocond. 24 h 3.245 9,29% 287,9 2.075 Aerocond. 12 h 3.086 8,94% 287,9 2.057 11 140 150 140 140 11 11 8 11 9 20 15 14 16 100 100 100 100 121 4. Resultados 4.3. Operación Una vez obtenidos los resultados para el punto de diseño, se aborda la operación a carga parcial y por variaciones del foco frio de la planta. La operación a carga parcial es debida a variaciones en el foco caliente causado por posibles averías en alguno de los cuatro pozos de producción, lo que significa que la planta operará al 100%, 75%, 50% o 25% cuando estén 4, 3, 2 o 1 pozo en funcionamiento respectivamente. Las variaciones en el foco frio se producen por las diferentes condiciones ambiente presentes en la ubicación de la planta a lo largo del año. Estas condiciones ambiente se refieren a la temperatura húmeda cuando se refrigera torre de refrigeración y a la temperatura seca al emplear aerocondensador. En resumen, se han obtenido los resultados de operación de cada planta a lo largo del año, cuando operan al 100%, 75%, 50% y 25% de su capacidad y teniendo en cuenta las variaciones de las condiciones ambiente de cada yacimiento. 4.3.1. Cáceres 4.3.1.1. Torrederefrigeración Funcionamiento 24 horas: En las figuras 4.51. y 4.52. se representa la potencia neta producida por la planta y el rendimiento de la misma en función del número de pozos de producción que se encuentren en funcionamiento y de la temperatura húmeda a la que opere. 122 4. Resultados 6000 5000 100% Wplanta [kW] 4000 75% 3000 50% 2000 1000 0 0 25% 5 10 15 20 25 Thumeda [ºC] Figura 4.51. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 24 h y refrigerada con torre (Cáceres). (Fuente: elaboración propia) 0,14 100% 0,12 75% 50% planta [p.u.] 0,1 0,08 0,06 25% 0,04 0,02 0 5 10 15 Thumeda [ºC] 20 25 Figura 4.52. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 24 h y refrigerada con torre (Cáceres). (Fuente: elaboración propia) 123 4. Resultados Como es lógico, la planta produce mayor potencia y presenta mayor rendimiento cuando opera a su capacidad máxima (100%) y cuando la temperatura húmeda del ambiente es mínima. Se puede apreciar que la variación de la potencia neta con la temperatura es prácticamente lineal aunque en realidad se trata de una curva de segundo grado. Por ello, se han obtenido dichas curvas con el fin de calcular la producción eléctrica anual de la planta en cada punto de operación. La energía eléctrica anual producida por la planta bajo las condiciones de operación por variaciones en el foco caliente (numero de pozos operativos) se presentan en la tabla 4.44. Tabla 4.44. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación (Cáceres). (Fuente: elaboración propia) Producción eléctrica anual [MWh] [100%] [75%] [50%] [25%] 36.362 27.453 16.811 5.286 Por último se han representado las curvas monótonas para la operación de la planta, que representan la producción horaria y horas en funcionamiento de la central. 6000 5000 4000 Wneta [kW] (100%) Wneta [kW] 3000 Wneta [kW] (75%) Wneta [kW] (50%) 2000 Wneta [kW] (25%) 1000 0 0 2000 4000 6000 8000 10000 horas anuales Figura 4.53. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Cáceres). (Fuente elaboración propia) 124 4. Resultados Funcionamiento 12 horas (de 8‐20 horas): Del mismo modo, se obtienen los resultados para la operación con torre de refrigeración funcionando durante 12 horas diarias a lo largo del año. Wplanta [kW] 6000 5000 100% 4000 75% 3000 50% 2000 1000 0 0 25% 5 10 15 20 25 Thumeda [ºC] Figura 4.54. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 12 h y refrigerada con torre (Cáceres). (Fuente: elaboración propia) 0,14 100% 0,12 75% planta [p.u.] 0,1 50% 0,08 0,06 25% 0,04 0,02 0 5 10 15 Thumeda [ºC] 20 25 Figura 4.55. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 12 h y refrigerada con torre (Cáceres). (Fuente: elaboración propia) Como es lógico la producción eléctrica bajo estas condiciones se reduce aproximadamente a la mitad, puesto que está en funcionamiento la mitad del tiempo. 125 4. Resultados Tabla 4.45. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación (Cáceres). (Fuente: elaboración propia) Producción eléctrica anual [MWh] [100%] [75%] [50%] [25%] 19.599 14.790 9.047 2.832 6000 Wneta [kW] 5000 4000 Wneta [kW] (100%) 3000 Wneta [kW] (75%) 2000 Wneta [kW] (50%) Wneta [kW] (25%) 1000 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 horas anuales Figura 4.56. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Cáceres). (Fuente elaboración propia) 4.3.1.2. Aerocondensador Funcionamiento 24 horas: Al emplear aerocondensador la potencia neta producida por la planta y el rendimiento de la misma, varía en función la temperatura seca del ambiente. En las figuras 4.57. y 4.58. vienen representadas la potencia neta de la planta y su rendimiento a distinta carga en función de la temperatura ambiente. 126 4. Resultados 4500 4000 100% Wplanta [kW] 3500 3000 75% 2500 2000 50% 1500 1000 25% 500 0 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 Tseca [ºC] Figura 4.57. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 24 h y refrigerada con aerocondensador (Cáceres). (Fuente: elaboración propia) 0,12 100% 0,1 50% planta [p.u.] 0,08 75% 0,06 25% 0,04 0,02 0 0 5 10 15 20 25 Tseca [ºC] 30 35 40 45 Figura 4.58. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 24 h y refrigerada con aerocondensador (Cáceres). (Fuente: elaboración propia) 127 4. Resultados Se puede observar cómo al emplear aerocondensador como medio de refrigeración, la potencia neta obtenida y el rendimiento de la planta disminuyen con respecto a lo obtenido con torre de refrigeración. Esto se traduce en una disminución de la producción eléctrica anual que se muestra en la tabla 4.46. y en la figura 4.59. Tabla 4.46. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación (Cáceres). (Fuente: elaboración propia) Producción eléctrica anual [MWh] [100%] [75%] [50%] [25%] 26.058 20.393 13.184 5.046 4800 4300 3800 Wneta [kW] 3300 2800 Wneta [kW] (100%) 2300 Wneta [kW] (75%) 1800 Wneta [kW] (50%) 1300 Wneta [kW] (25%) 800 300 ‐200 0 2000 4000 6000 8000 10000 horas anuales Figura 4.59. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Cáceres). (Fuente elaboración propia) 128 4. Resultados Funcionamiento 12 horas (de 8‐20 horas): 4500 4000 100% Wplanta [kW] 3500 3000 75% 2500 2000 50% 1500 1000 25% 500 0 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 Tseca [ºC] Figura 4.60. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 12 h y refrigerada con aerocondensador (Cáceres). (Fuente: elaboración propia) 0,12 100% 0,1 planta [p.u.] 0,08 50% 75% 0,06 25% 0,04 0,02 0 0 5 10 15 20 25 Tseca [ºC] 30 35 40 45 Figura 4.61. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 12 h y refrigerada con aerocondensador (Cáceres). (Fuente: elaboración propia) 129 4. Resultados Tabla 4.47. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación (Cáceres). (Fuente: elaboración propia) Producción eléctrica anual [MWh] [100%] [75%] [50%] [25%] 13.214 10.313 6.624 2.481 4800 4300 3800 Wneta [kW] 3300 2800 Wneta [kW] (100%) 2300 Wneta [kW] (75%) 1800 Wneta [kW] (50%) 1300 Wneta [kW] (25%) 800 300 ‐200 0 1000 2000 3000 4000 5000 horas anuales Figura 4.62. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Cáceres). (Fuente elaboración propia) 4.3.2. Jaca 4.3.2.1. Torrederefrigeración Funcionamiento 24 horas: La potencia neta producida por la planta y su rendimiento cuando opera fuera del punto de diseño debido a variaciones en el foco frío y caliente se muestra en las figuras 4.63. y 4.64. 130 4. Resultados 7000 100% 6000 Wplanta [kW] 5000 75% 4000 50% 3000 2000 25% 1000 0 -5 0 5 10 15 20 25 Thumeda [ºC] Figura 4.63. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 24 h y refrigerada con torre (Jaca). (Fuente: elaboración propia) 0,16 0,14 100% 75% 0,12 planta [p.u.] 50% 0,1 0,08 25% 0,06 0,04 0,02 -5 0 5 10 Thumeda [ºC] 15 20 25 Figura 4.64. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 24 h y refrigerada con torre (Jaca). (Fuente: elaboración propia) 131 4. Resultados Tabla 4.48. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación (Jaca). (Fuente: elaboración propia) Producción eléctrica anual [MWh] [100%] [75%] [50%] [25%] 46.429 33.897 20.020 6.011 8000 7000 6000 5000 Wneta [kW] (100%) Wneta [kW] 4000 Wneta [kW] (75%) 3000 Wneta [kW] (50%) 2000 Wneta [kW] (25%) 1000 0 0 2000 4000 6000 8000 10000 horas anuales Figura 4.65. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Jaca). (Fuente elaboración propia) 132 4. Resultados Funcionamiento 12 horas (de 8‐20 horas): 7000 100% 6000 Wplanta [kW] 5000 75% 4000 50% 3000 2000 25% 1000 0 -5 0 5 10 15 20 Thumeda [ºC] 25 Figura 4.66. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 12 h y refrigerada con torre (Jaca). (Fuente: elaboración propia) 0,16 0,14 100% 0,12 75% planta [p.u.] 50% 0,1 0,08 25% 0,06 0,04 0,02 -5 0 5 10 Thumeda [ºC] 15 20 25 Figura 4.67. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 12 h y refrigerada con torre (Jaca). (Fuente: elaboración propia) 133 4. Resultados Tabla 4.49. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación (Jaca). (Fuente: elaboración propia) Producción eléctrica anual [MWh] [100%] [75%] [50%] [25%] 24.856 18.126 10.678 3.172 8000 7000 Wneta [kW] 6000 5000 Wneta [kW] (100%) 4000 Wneta [kW] (75%) 3000 Wneta [kW] (50%) 2000 Wneta [kW] (25%) 1000 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 horas anuales Figura 4.68. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Jaca). (Fuente elaboración propia) 134 4. Resultados 4.3.2.2. Aerocondensador Funcionamiento 24 horas: 6000 100% Wplanta [kW] 5000 4000 75% 3000 50% 2000 1000 25% 0 -5 0 5 10 15 20 25 30 35 40 Tseca [ºC] Figura 4.69. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 24 h y refrigerada con aerocondensador (Jaca). (Fuente: elaboración propia) 0,14 0,12 100% 0,1 planta [p.u.] 50% 0,08 75% 0,06 25% 0,04 0,02 0 -5 0 5 10 15 Tseca [ºC] 20 25 30 35 40 Figura 4.70. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 24 h y refrigerada con aerocondensador (Jaca). (Fuente: elaboración propia) 135 4. Resultados Tabla 4.50. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación (Jaca). (Fuente: elaboración propia) Producción eléctrica anual [MWh] [100%] [75%] [50%] [25%] 35.335 27.103 16.693 5.845 6800 5800 Wneta [kW] 4800 3800 Wneta [kW] (100%) Wneta [kW] (75%) 2800 Wneta [kW] (50%) 1800 Wneta [kW] (25%) 800 ‐200 0 2000 4000 6000 8000 10000 horas anuales Figura 4.71. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Jaca). (Fuente elaboración propia) 136 4. Resultados Funcionamiento 12 horas (de 8‐20 horas): 6000 Wplanta [kW] 5000 100% 4000 75% 3000 50% 2000 1000 0 -5 25% 0 5 10 15 20 25 30 35 Tseca [ºC] 40 Figura 4.72. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 12 h y refrigerada con aerocondensador (Jaca). (Fuente: elaboración propia) 0,14 0,12 100% planta [p.u.] 0,1 75% 0,08 50% 0,06 25% 0,04 0,02 -5 0 5 10 15 20 Tseca [ºC] 25 30 35 40 Figura 4.73. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 12 h y refrigerada con aerocondensador (Jaca). (Fuente: elaboración propia) 137 4. Resultados Tabla 4.51. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación (Jaca). (Fuente: elaboración propia) Producción eléctrica anual [MWh] [100%] [75%] [50%] [25%] 15.206 11.955 7.812 3.082 4800 4300 3800 Wneta [kW] 3300 2800 Wneta [kW] (100%) 2300 Wneta [kW] (75%) 1800 Wneta [kW] (50%) 1300 Wneta [kW] (25%) 800 300 ‐200 0 1000 2000 3000 4000 5000 horas anuales Figura 4.74. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Jaca). (Fuente elaboración propia) 4.3.3. Murcia Los resultados para la fase de operación en el yacimiento de Murcia se presentan de la misma manera que para las ubicaciones anteriores. 4.3.3.1. Torrederefrigeración Funcionamiento 24 horas: 138 4. Resultados 6000 Wplanta [kW] 5000 100% 4000 75% 3000 50% 2000 1000 25% 0 0 5 10 15 20 25 Thumeda [ºC] 30 Figura 4.75. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 24 h y refrigerada con torre (Murcia). (Fuente: elaboración propia) 0,14 100% 0,12 75% planta [p.u.] 0,1 50% 0,08 0,06 25% 0,04 0,02 0 5 10 15 Thumeda [ºC] 20 25 30 Figura 4.76. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 24 h y refrigerada con torre (Murcia). (Fuente: elaboración propia) 139 4. Resultados Figura 4.52. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación (Murcia). (Fuente: elaboración propia) Producción eléctrica anual [MWh] [100%] [75%] [50%] [25%] 36.280 27.377 16.745 5.239 6000 5000 4000 Wneta [kW] (100%) Wneta [kW] 3000 Wneta [kW] (75%) Wneta [kW] (50%) 2000 Wneta [kW] (25%) 1000 0 0 2000 4000 6000 8000 10000 horas anuales Figura 4.77. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Murcia). (Fuente elaboración propia) 140 4. Resultados Funcionamiento 12 horas (de 8‐20 horas): 6000 Wplanta [kW] 5000 100% 4000 75% 3000 50% 2000 1000 0 0 25% 5 10 15 20 25 30 Thumeda [ºC] Figura 4.78. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 12 h y refrigerada con torre (Murcia). (Fuente: elaboración propia) 0,14 100% 0,12 75% planta [p.u.] 0,1 50% 0,08 0,06 25% 0,04 0,02 0 5 10 15 Thumeda [ºC] 20 25 30 Figura 4.79. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 12 h y refrigerada con torre (Murcia). (Fuente: elaboración propia) 141 4. Resultados Tabla 4.53. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación (Murcia). (Fuente: elaboración propia) Producción eléctrica anual [MWh] [100%] [75%] [50%] [25%] 19.559 14.754 9.017 2.812 6000 5000 Wneta [kW] 4000 Wneta [kW] (100%) 3000 Wneta [kW] (75%) Wneta [kW] (50%) 2000 Wneta [kW] (25%) 1000 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 horas anuales Figura 4.80. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Murcia). (Fuente elaboración propia) 142 4. Resultados 4.3.3.2. Aerocondensador Funcionamiento 24 horas: 4500 4000 100% Wplanta [kW] 3500 3000 75% 2500 2000 50% 1500 1000 25% 500 0 0 5 10 15 20 25 30 35 Tseca [ºC] 40 Figura 4.81. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 24 h y refrigerada con aerocondensador (Murcia). (Fuente: elaboración propia) 0,11 100% 0,1 0,09 75% planta [p.u.] 0,08 50% 0,07 0,06 25% 0,05 0,04 0,03 0,02 0 5 10 15 20 Tseca [ºC] 25 30 35 40 Figura 4.82. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 24 h y refrigerada con aerocondensador (Murcia). (Fuente: elaboración propia) 143 4. Resultados Tabla 4.54. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación (Murcia). (Fuente: elaboración propia) Producción eléctrica anual [MWh] [100%] [75%] [50%] [25%] 24.837 19.415 12.518 4.733 4300 3800 3300 Wneta [kW] 2800 2300 Wneta [kW] (100%) 1800 Wneta [kW] (75%) 1300 Wneta [kW] (50%) Wneta [kW] (25%) 800 300 ‐200 0 2000 4000 6000 8000 10000 horas anuales Figura 4.83. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Murcia). (Fuente elaboración propia) 144 4. Resultados Funcionamiento 12 horas (de 8‐20 horas): 4500 4000 100% Wplanta [kW] 3500 3000 75% 2500 2000 50% 1500 1000 25% 500 0 0 5 10 15 20 25 30 35 40 Tseca [ºC] Figura 4.84. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 12 h y refrigerada con aerocondensador (Murcia). (Fuente: elaboración propia) 0,11 100% 0,1 0,09 75% planta [p.u.] 0,08 50% 0,07 0,06 25% 0,05 0,04 0,03 0,02 0 5 10 15 20 Tseca [ºC] 25 30 35 40 Figura 4.85. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 12 h y refrigerada con aerocondensador (Murcia). (Fuente: elaboración propia) 145 4. Resultados Tabla 4.55. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación (Murcia). (Fuente: elaboración propia) Producción eléctrica anual [MWh] [100%] [75%] [50%] [25%] 12.907 10.059 6.439 2.384 4300 3800 3300 Wneta [kW] 2800 2300 Wneta [kW] (100%) 1800 Wneta [kW] (75%) 1300 Wneta [kW] (50%) Wneta [kW] (25%) 800 300 ‐200 0 1000 2000 3000 4000 5000 horas anuales Figura 4.86. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Murcia). (Fuente elaboración propia) 4.3.4. Pontevedra Los resultados para la fase de operación en el yacimiento de Pontevedra se muestran de la misma forma que para el resto de ubicaciones. 4.3.4.1. Torrederefrigeración Funcionamiento 24 horas: 146 4. Resultados 6000 Wplanta [kW] 5000 100% 4000 75% 3000 50% 2000 1000 0 0 25% 5 10 15 20 25 Thumeda [ºC] Figura 4.87. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 24 h y refrigerada con torre (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) 0,14 100% 0,12 75% planta [p.u.] 0,1 50% 0,08 0,06 25% 0,04 0,02 0 5 10 15 Thumeda [ºC] 20 25 Figura 4.88. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 24 h y refrigerada con torre (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) 147 4. Resultados Tabla 4.56. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) Producción eléctrica anual [MWh] [100%] [75%] [50%] [25%] 36.473 27.549 16.891 5.338 6000 5000 4000 Wneta [kW] (100%) Wneta [kW] 3000 Wneta [kW] (75%) Wneta [kW] (50%) 2000 Wneta [kW] (25%) 1000 0 0 2000 4000 6000 8000 10000 horas anuales Figura 4.89. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Pontevedra). (Fuente elaboración propia) 148 4. Resultados Funcionamiento 12 horas (de 8‐20 horas): 6000 Wplanta [kW] 5000 100% 4000 75% 3000 50% 2000 1000 0 0 25% 5 10 15 20 Thumeda [ºC] 25 Figura 4.90. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 12 h y refrigerada con torre (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) 0,14 100% 0,12 75% planta [p.u.] 0,1 50% 0,08 0,06 25% 0,04 0,02 0 5 10 15 Thumeda [ºC] 20 25 Figura 4.91. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 12 h y refrigerada con torre (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) 149 4. Resultados Tabla 4.57. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) Producción eléctrica anual [MWh] [100%] [75%] [50%] [25%] 19.561 14.763 9.036 2.835 6000 Wneta [kW] 5000 4000 Wneta [kW] (100%) 3000 Wneta [kW] (75%) Wneta [kW] (50%) 2000 Wneta [kW] (25%) 1000 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 horas anuales Figura 4.92. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Pontevedra). (Fuente elaboración propia) 150 4. Resultados 4.3.4.2. Aerocondensador Funcionamiento 24 horas: 4500 4000 100% Wplanta [kW] 3500 3000 75% 2500 2000 50% 1500 1000 25% 500 0 0 5 10 15 20 25 30 35 Tseca [ºC] 40 Figura 4.93. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 24 h y refrigerada con aerocondensador (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) 0,12 100% planta [p.u.] 0,1 0,08 50% 75% 0,06 25% 0,04 0,02 0 5 10 15 20 Tseca [ºC] 25 30 35 40 Figura 4.94. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 24 h y refrigerada con aerocondensador (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) 151 4. Resultados Tabla 4.58. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) Producción eléctrica anual [MWh] [100%] [75%] [50%] [25%] 27.940 21.960 14.340 5.636 4400 3900 3400 Wneta [kW] 2900 2400 Wneta [kW] (100%) 1900 Wneta [kW] (75%) 1400 Wneta [kW] (50%) Wneta [kW] (25%) 900 400 ‐100 0 2000 4000 6000 8000 10000 horas anuales Figura 4.95. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Pontevedra). (Fuente elaboración propia) 152 4. Resultados Funcionamiento 12 horas (de 8‐20 horas): 4500 4000 100% Wplanta [kW] 3500 3000 75% 2500 2000 50% 1500 1000 25% 500 0 0 5 10 15 20 25 30 35 Tseca [ºC] 40 Figura 4.96. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 12 h y refrigerada con aerocondensador (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) 0,12 100% planta [p.u.] 0,1 0,08 50% 75% 0,06 25% 0,04 0,02 0 5 10 15 20 Tseca [ºC] 25 30 35 40 Figura 4.97. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 12 h y refrigerada con aerocondensador (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) 153 4. Resultados Tabla 4.59. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) Producción eléctrica anual [MWh] [100%] [75%] [50%] [25%] 14.601 11.457 7.453 2.893 4400 3900 Wneta [kW] 3400 2900 2400 Wneta [kW] (100%) 1900 Wneta [kW] (75%) 1400 Wneta [kW] (50%) 900 Wneta [kW] (25%) 400 ‐100 0 1000 2000 3000 4000 5000 horas anuales Figura 4.98. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Pontevedra). (Fuente elaboración propia) 4.3.5. Tablaresumen Al igual que en el punto de diseño, se puede concluir que el yacimiento de Jaca presenta mejores prestaciones, pues produce más energía eléctrica que el resto. Como se comento anteriormente, esto es debido a que se alcanzan mayores temperaturas que en los demás yacimientos. El yacimiento de Pontevedra es el siguiente en la lista pese a contar con las peores características en el punto de diseño. Esto se justifica por las condiciones ambientales de la ubicación, las cuales no presentan una excesiva variación de temperaturas manteniéndose en valores relativamente bajos. Esto no ocurre así en el resto de ubicaciones donde se dan temperaturas más extremas, lo que en ocasiones favorece la producción eléctrica (cuando las temperaturas son bajas) pero en otras muchas lo perjudica (temperaturas altas). Los resultados de la fase operación de los distintos yacimientos de estudio se resumen en la tabla 4.60. 154 4. Resultados Tabla 4.60. Producción eléctrica anual para la fase de operación de las distintas plantas de estudio. (Fuente: elaboración propia) Pontevedra Murcia Jaca Cáceres Operación Torre 24 h Torre 12 h Aerocond. 24 h Aerocond. 12 h Torre 24 h Torre 12 h Aerocond. 24 h Aerocond. 12 h Torre 24 h Torre 12 h Aerocond. 24 h Aerocond. 12 h Torre 24 h Torre 12 h Aerocond. 24 h Aerocond. 12 h Producción eléctrica [MWh] 100% 75% 50% 36.362 27.453 16.811 19.599 14.790 9.047 26.058 20.393 13.184 13.214 10.313 6.624 46.429 33.897 20.020 24.856 18.126 10.678 35.335 27.103 16.693 15.206 11.955 7.812 36.280 27.377 16.745 19.559 14.754 9.017 24.837 19.415 12.518 12.907 10.059 6.439 36.473 27.549 16.891 19.561 14.763 9.036 27.940 21.960 14.340 14.601 11.457 7.453 25% 5.286 2.832 5.046 2.481 6.011 3.172 5.845 3.082 5.239 2.812 4.733 2.384 5.338 2.835 5.636 2.893 155 5. Estudioeconómico 5. Estudio económico Una vez obtenidos los resultados para las distintas plantas de estudio, se plantea la necesidad de analizar la viabilidad económica de cada yacimiento. Para ello se toman distintos escenarios donde se determinará cuándo un proyecto de este tipo sería rentable, es decir, en qué casos conviene llevar a cabo el proyecto. Con este estudio se analizará la viabilidad económica que presentan los ORC's como medio de aprovechamiento de la energía geotérmica en España. Al mismo tiempo se determinará a partir de que tamaño de planta resulta viable un proyecto de estas características. 5.1. Datosdepartida En este apartado se presentan todos los datos necesarios para realizar el estudio de viabilidad económica de la planta. 5.1.1. Inversióninicial La inversión engloba los costes de exploración y confirmación del recurso, los de perforación y los de la planta geotérmica. Los costes de exploración y confirmación del recurso consisten en todas las tareas de seguimiento geológico del lugar y las perforaciones que se hagan en el mismo para confirmar la presencia del recurso. Esta parte de la inversión presenta un riesgo de fracaso si no se encuentra el yacimiento en cuestión. Los costes de perforación comprenden las excavaciones de los pozos de producción y de inyección en los yacimientos, los cuales suponen entorno a un 50% [3] de la inversión. Por último, los costes de la planta engloban los gastos en la compra de los distintos equipos y accesorios que componen la instalación, el montaje de tuberías, así como el coste de mano de obra necesaria para construir las infraestructuras. Además habrá que incluir los costes del terreno y los márgenes obtenidos por los constructores de la obra. La inversión inicial se ha obtenido en base a un estudio anterior de una planta geotérmica de 20 MW [4], alcanzando valores entre los 80‐120 millones de euros como se muestra en la figura 5.1. Para realizar el estudio se ha tomado un valor intermedio de 95 millones de euros distribuyéndose como se indica en la tabla 5.1. 159 5. Estudio económico Figura 5.1. Costes de inversión de una planta geotérmica de 20 MW. (Fuente: El desarrollo de la geotermia Profunda en España, Proyectos y Oportunidades [4]) Tabla 5.1. Distribución de los costes de inversión. (Fuente: El desarrollo de la geotermia Profunda en España, Proyectos y Oportunidades [4]) Se puede concluir que la mayor parte de la inversión resulta de cubrir las fases de exploración y perforación lo que implican que la planta debe ser capaz de recuperar dicha inversión en dentro de su vida útil para que resulte económicamente rentable. Para extrapolar la inversión a otras potencias se aplica una ley de escala eligiendo el coeficiente de 0,6 según la ley del pulgar al uso. , Donde: : Representa el coste de inversión a extrapolar. : coste de la inversión de referencia, en este caso 95 millones de euros. 160 5. Estudio económico : potencia generada por la planta de la que se quiere calcular su coste. : potencia de la planta de referencia, 20 MW para este caso. 5.1.2. Costesdeoperaciónymantenimiento Coste O & M [$,2012] Durante su vida útil, la planta necesita la supervisión de operarios además de mantenimientos anuales para asegurar su correcto funcionamiento. Se han obtenido los costes habituales de operación de un estudio previo, que proporciona datos de 1993 [14]. Con el fin de emplear estos datos correctamente, se han actualizado al año 2012 incrementándolos a través del IPC, fijado en un 3% anual. En la figura 5.2. se han representado los costes de operación y mantenimiento en función de la potencia producida por la planta. Los datos originales son los que se muestran en negrita en la tabla 5.2. Se puede observar cómo se distribuyen de forma prácticamente lineal, por lo que se ha obtenido la recta de regresión para extrapolar los costes a potencias mayores. 90.000 80.000 70.000 60.000 50.000 40.000 30.000 20.000 10.000 0 y = 46,066x + 31067 R² = 0,9867 0 200 400 600 800 1.000 1.200 Potencia [kW] Figura 5.2. Gráfica del coste de operación y mantenimiento en función de potencia neta producida por la planta. (Fuente: elaboración propia a partir de datos de [14]) Tabla 5.2. Coste de operación y mantenimiento en función de la potencia de la planta. (Fuente: elaboración propia a partir de datos de [14]) Coste Operación y Mantenimiento Pot. [kW] $ [1993] $ [2012] € [2012] 100 19.100 33.492 25.454 200 24.650 43.224 32.850 500 30.405 53.315 40.520 1.000 44.000 77.154 58.637 5.000 149.072 261.397 198.662 10.000 280.427 491.727 373.713 15.000 411.782 722.057 548.763 20.000 543.137 952.387 723.814 161 5. Estudio económico 5.1.3. Tarifaregulada La tarifa a la que se facture la electricidad producida por la planta será determinante para la rentabilidad del proyecto, puesto que la totalidad de la energía producida va a ser vendida a la red. Atendiendo a la Orden IET/3586/2011, del 31 de diciembre de 2011 del BOE, por las que se establecen las tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial, se aplica una tarifa regulada de 7,6467 c€/kWh para el grupo b.3. Además, se va evaluar el caso de la supresión de la tarifa regulada del régimen especial puesto que el pasado 28 de enero entró en vigor el Real Decreto‐ley 1/2012 por el que se suspenden de forma temporal las primas e incentivos para nuevas instalaciones en régimen especial. Esto incluye la supresión de los valores de las tarifas reguladas, primas y límites previstos en el RD661/2007. Por este motivo se aplicará la tarifa convencional de venta de energía eléctrica y se evaluará el tamaño de la planta geotérmica a partir del cual el proyecto sería rentable. 5.1.4. Otrosdatos ‐ Vida útil de la planta Una instalación geotérmica suele tener 20 años de vida útil por tanto se ha tomado este valor a la hora de realizar el estudio económico y para repartir la amortización de la inversión. ‐ Días de operación al año La planta operará 345 días al año, destinándose los 20 días restantes a tareas de mantenimiento. El mantenimiento se ha propuesto para los 20 primeros días de agosto puesto que es en este mes donde menor cantidad de energía producirá la planta debido a la temperatura del foco frío. ‐ Impuestos La tasa de impuestos sobre el beneficio se ha establecido en el 36%, ya que se trata del valor que habitualmente alcanza. ‐ Tasa de descuento Se toma un 5% de tasa de descuento anual, ya que se suele establecer este valor para centrales que funcionan con energía renovable. ‐ Tasa nominal Se establece una tasa de interés nominal del 2,5% para actualizar los costes de operación y mantenimiento. ‐ Índice de Precios de Consumo La evolución de precios de venta de la energía eléctrica se han actualizado a través del IPC el cual toma habitualmente un valor del 3% anual. 162 5. Estudio económico 5.2. Índicesderentabilidadeconómica Para analizar la rentabilidad económica de un proyecto son necesarios una serie de índices de rentabilidad. ‐ Valor actual neto (VAN) Representa el valor financiero de una inversión a partir de los flujos de caja en dinero corriente, descontados al año cero. El VAN determinan la rentabilidad absoluta de un proyecto con una tasa de descuento determinada. Para que un proyecto sea rentable es preciso que el VAN sea mayor que cero. 1 Donde: : representa la vida útil del proyecto. : contador de los años. : flujo de caja en el año j. : tasa de descuento. : Inversión inicial ‐ Tasa interna de retoro (TIR) Representa el máximo coste de capital que un proyecto puede soportar para recuperar la inversión inicial. El TIR es un indicador que permite evaluar el riesgo de una inversión. Cuanto mayor sea su valor respecto a la tasa de descuento, mayor será la rentabilidad del proyecto y como consecuencia menor será el riesgo. El TIR es la tasa de descuento para la cual el VAN se hace cero. 0 1 ‐ Periodo de retorno de la inversión (PR) Representa el tiempo en el que se recupera la inversión realizada en un proyecto. A partir de este dato se puede determinar también el riesgo de la inversión puesto que un proyecto solo sería rentable cuando su periodo de retorno sea inferior a su vida útil. 1 0 ‐ Factor de recuperación del capital (CRF) Se trata del factor al que hay que multiplicar la inversión en el año cero para obtener una cuota anual constante para cubrir el desembolso realizado en el proyecto durante su vida útil. 163 5. Estudio económico 1 1 1 ‐ Coste normalizado (CN) Representa el coste anual constante por energía producida, en forma de anualidad, que alcanza los costes totales del proyecto a lo largo de su vida útil descontados al año cero. 1 1 & 1 1 Donde: & :representa la vida útil del proyecto. un año. :energía eléctrica en MWh producida por la planta a lo largo de : tasa nominal de actualización de los costes de operación y mantenimiento. 5.3. Estudiopreliminar En primer lugar se va a realizar un estudio teórico para determinar la potencia entregada por la planta a partir de la cual un proyecto de estas características es atractivo económicamente. Este estudio no se aplica a ningún yacimiento en concreto, sino que se realiza de forma genérica asumiendo que la planta genera la misma potencia de forma constante a lo largo de todo el año. Se han tenido en cuenta todos los datos detallados en el apartado 5.1, tomando como tarifa regulada la del régimen especial de la Orden IET/3586/2011. Se han estudiado plantas de 5, 10, 15 y 20 MW de potencia nominal. Los resultados del estudio preliminar se muestran en las tablas 5.3., 5.4.,5.5. y 5.6. realizadas en Microsoft Excel. 164 5. Estudio económico Tabla 5.3. Estudio teórico para una planta de 5 MW de potencia nominal. (Fuente: elaboración Propia) 5 MW Inversión total [€] Inversión planta [€] Inversión exploración y perforación [€] 41.351.152 16.540.461 24.810.691 Inversión específica[€/kW] Potencia Nominal [kW] Inversión inicial [€] Energía anual producida [MWh] 8.270 5.000 41.351.152 41.400 Tarifa regulada [c€/kWh] Tasa nominal [%] Coste Op. y Mant. [€/año] Tasa Impuestos [%] Tasa de descuento [%] Vida útil de la planta [años] IPC [%] Días operación al año [días] 7,6467 2,5 198.662 36 5 20 3 345 Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Venta [€] Op. y Mant. [€] MB [€] Amort. [€] FC [€] FC desc. [€] 3.165.734 198.662 2.967.072 2.067.558 2.643.247 2.517.378 3.260.706 204.622 3.056.084 2.067.558 2.700.215 2.449.174 3.358.527 210.760 3.147.767 2.067.558 2.758.891 2.383.234 3.459.283 217.083 3.242.200 2.067.558 2.819.329 2.319.469 3.563.061 223.596 3.339.466 2.067.558 2.881.579 2.257.792 3.669.953 230.303 3.439.650 2.067.558 2.945.697 2.198.124 3.780.052 237.212 3.542.839 2.067.558 3.011.738 2.140.386 3.893.453 244.329 3.649.124 2.067.558 3.079.760 2.084.503 4.010.257 251.659 3.758.598 2.067.558 3.149.824 2.030.404 4.130.565 259.208 3.871.356 2.067.558 3.221.989 1.978.022 4.254.482 266.985 3.987.497 2.067.558 3.296.319 1.927.289 4.382.116 274.994 4.107.122 2.067.558 3.372.879 1.878.145 4.513.579 283.244 4.230.335 2.067.558 3.451.735 1.830.529 4.648.987 291.741 4.357.245 2.067.558 3.532.958 1.784.384 4.788.456 300.494 4.487.963 2.067.558 3.616.617 1.739.655 4.932.110 309.508 4.622.602 2.067.558 3.702.786 1.696.289 5.080.073 318.794 4.761.280 2.067.558 3.791.540 1.654.236 5.232.476 328.358 4.904.118 2.067.558 3.882.956 1.613.449 5.389.450 338.208 5.051.242 2.067.558 3.977.115 1.573.880 5.551.133 346.663 5.204.470 2.067.558 4.075.181 1.535.893 VAN [€] ‐1.758.918 TIR 4,53% PR [años] ‐ CRF 0,080 k 0,976 VAN [€] ‐38.833.774 ‐36.384.600 ‐34.001.365 ‐31.681.897 ‐29.424.104 ‐27.225.980 ‐25.085.594 ‐23.001.091 ‐20.970.687 ‐18.992.665 ‐17.065.376 ‐15.187.231 ‐13.356.702 ‐11.572.318 ‐9.832.664 ‐8.136.375 ‐6.482.139 ‐4.868.690 ‐3.294.811 ‐1.758.918 CN [€/MWh] 86,19 165 5. Estudio económico Tabla 5.4. Estudio teórico para una planta de 10 MW de potencia nominal. (Fuente: elaboración Propia) 10 MW Inversión total [€] 62.676.626 Inversión planta [€] 25.070.650 Inversión exploración y perforación [€] 37.605.975 Inversión específica[€/kW] Potencia Nominal [kW] Inversión inicial [€] Energía anual producida [MWh] Tarifa regulada [c€/kWh] Tasa nominal [%] Coste Op. y Mant. [€/año] Tasa Impuestos [%] Tasa de descuento [%] Vida útil de la planta [años] IPC [%] Días operación al año [días] 6.268 10.000 62.676.626 82.800 7,6467 2,5 373.713 36 5 20 3 345 Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Venta [€] Op. y Mant. [€] MB [€] Amort. [€] FC [€] FC desc. [€] VAN [€] 6.331.468 373.713 5.957.755 3.133.831 4.941.143 4.705.850 ‐57.970.776 6.521.412 384.924 6.136.488 3.133.831 5.055.531 4.585.516 ‐53.385.260 6.717.054 396.472 6.320.582 3.133.831 5.173.352 4.468.936 ‐48.916.324 6.918.566 408.366 6.510.200 3.133.831 5.294.707 4.355.969 ‐44.560.355 7.126.123 420.617 6.705.506 3.133.831 5.419.703 4.246.479 ‐40.313.876 7.339.906 433.235 6.906.671 3.133.831 5.548.449 4.140.338 ‐36.173.538 7.560.103 446.232 7.113.871 3.133.831 5.681.057 4.037.421 ‐32.136.117 7.786.907 459.619 7.327.287 3.133.831 5.817.643 3.937.610 ‐28.198.507 8.020.514 473.408 7.547.106 3.133.831 5.958.327 3.840.791 ‐24.357.717 8.261.129 487.610 7.773.519 3.133.831 6.103.231 3.746.855 ‐20.610.862 8.508.963 502.238 8.006.725 3.133.831 6.252.483 3.655.697 ‐16.955.165 8.764.232 517.306 8.246.926 3.133.831 6.406.212 3.567.219 ‐13.387.946 9.027.159 532.825 8.494.334 3.133.831 6.564.553 3.481.323 ‐9.906.623 9.297.974 548.809 8.749.164 3.133.831 6.727.644 3.397.918 ‐6.508.706 9.576.913 565.274 9.011.639 3.133.831 6.895.628 3.316.915 ‐3.191.791 9.864.220 582.232 9.281.988 3.133.831 7.068.652 3.238.231 46.440 10.160.147 599.699 9.560.448 3.133.831 7.246.866 3.161.784 3.208.224 10.464.951 617.690 9.847.261 3.133.831 7.430.427 3.087.496 6.295.720 10.778.900 636.221 10.142.679 3.133.831 7.619.494 3.015.292 9.311.012 11.102.267 652.126 10.450.141 3.133.831 7.816.269 2.945.870 12.256.882 VAN [€] 12.256.882 TIR 7,02% PR [años] 16,01 CRF 0,080 k 0,976 CN [€/MWh] 66,42 166 5. Estudio económico Tabla 5.5. Estudio teórico para una planta de 15 MW de potencia nominal. (Fuente: elaboración Propia) 15 MW Inversión total [€] 79.939.304 Inversión planta [€] 31.975.722 Inversión exploración y perforación [€] 47.963.582 Inversión específica [€/kW] Potencia Nominal [kW] Inversión inicial [€] Energía anual producida [MWh] Tarifa regulada [c€/kWh] Tasa nominal [%] Coste Op. y Mant. [€/año] Tasa Impuestos [%] Tasa de descuento [%] Vida útil de la planta [años] IPC [%] Días operación al año [días] 5.329 15.000 79.939.304 124.200 7,6467 2,5 548.763 36 5 20 3 345 Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Venta [€] Op. y Mant. [€] MB [€] Amort. [€] FC [€] FC desc. [€] 9.497.201 548.763 8.948.438 3.996.965 7.165.908 6.824.674 9.782.117 565.226 9.216.891 3.996.965 7.337.718 6.655.526 10.075.581 582.183 9.493.398 3.996.965 7.514.682 6.491.465 10.377.848 599.648 9.778.200 3.996.965 7.696.955 6.332.304 10.689.184 617.638 10.071.546 3.996.965 7.884.697 6.177.866 11.009.859 636.167 10.373.692 3.996.965 8.078.071 6.027.981 11.340.155 655.252 10.684.903 3.996.965 8.277.245 5.882.484 11.680.360 674.910 11.005.450 3.996.965 8.482.396 5.741.219 12.030.771 695.157 11.335.614 3.996.965 8.693.700 5.604.037 12.391.694 716.012 11.675.682 3.996.965 8.911.344 5.470.792 12.763.445 737.492 12.025.953 3.996.965 9.135.517 5.341.348 13.146.348 759.617 12.386.731 3.996.965 9.366.415 5.215.571 13.540.738 782.405 12.758.333 3.996.965 9.604.241 5.093.334 13.946.960 805.877 13.141.083 3.996.965 9.849.201 4.974.516 14.365.369 830.054 13.535.315 3.996.965 10.101.509 4.858.999 14.796.330 854.955 13.941.375 3.996.965 10.361.387 4.746.671 15.240.220 880.604 14.359.616 3.996.965 10.629.062 4.637.424 15.697.427 907.022 14.790.405 3.996.965 10.904.766 4.531.156 16.168.350 934.233 15.234.117 3.996.965 11.188.742 4.427.765 16.653.400 957.589 15.695.812 3.996.965 11.484.227 4.328.284 VAN [€] ‐73.114.630 ‐66.459.104 ‐59.967.639 ‐53.635.334 ‐47.457.468 ‐41.429.487 ‐35.547.004 ‐29.805.784 ‐24.201.748 ‐18.730.956 ‐13.389.608 ‐8.174.037 ‐3.080.704 1.893.812 6.752.811 11.499.482 16.136.906 20.668.062 25.095.827 29.424.111 VAN [€] TIR PR [años] CRF k CN [€/MWh] 29.424.111 8,66% 14,19 0,080 0,976 57,21 167 5. Estudio económico Tabla 5.6. Estudio teórico para una planta de 20 MW de potencia nominal. (Fuente: elaboración Propia) 20 MW Inversión total [€] 95.000.000 Inversión planta [€] 38.000.000 Inversión exploración y perforación [€] 57.000.000 Inversión específica[€/kW] Potencia Nominal [kW] Inversión inicial [€] Energía anual producida [MWh] Tarifa regulada [c€/kWh] Tasa nominal [%] Coste Op. y Mant. [€/año] Tasa Impuestos [%] Tasa de descuento [%] Vida útil de la planta [años] IPC [%] Días operación al año [días] 4.750 20.000 95.000.000 165.600 7,6467 2,5 723.814 36 5 20 3 345 Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Venta [€] Op. y Mant. [€] MB [€] Amort.[€] FC [€] 12.662.935 723.814 11.939.121 4.750.000 9.351.037 13.042.823 745.529 12.297.295 4.750.000 9.580.269 13.434.108 767.894 12.666.214 4.750.000 9.816.377 13.837.131 790.931 13.046.200 4.750.000 10.059.568 14.252.245 814.659 13.437.586 4.750.000 10.310.055 14.679.812 839.099 13.840.714 4.750.000 10.568.057 15.120.207 864.272 14.255.935 4.750.000 10.833.798 15.573.813 890.200 14.683.613 4.750.000 11.107.512 16.041.027 916.906 15.124.121 4.750.000 11.389.438 16.522.258 944.413 15.577.845 4.750.000 11.679.821 17.017.926 972.746 16.045.180 4.750.000 11.978.915 17.528.464 1.001.928 16.526.536 4.750.000 12.286.983 18.054.318 1.031.986 17.022.332 4.750.000 12.604.292 18.595.947 1.062.945 17.533.002 4.750.000 12.931.121 19.153.826 1.094.834 18.058.992 4.750.000 13.267.755 19.728.440 1.127.679 18.600.762 4.750.000 13.614.487 20.320.294 1.161.509 19.158.784 4.750.000 13.971.622 20.929.902 1.196.354 19.733.548 4.750.000 14.339.471 21.557.800 1.232.245 20.325.554 4.750.000 14.718.355 22.204.534 1.263.051 20.941.482 4.750.000 15.112.549 VAN [€] 48.299.375 TIR 9,92% PR [años] 13,44 CRF 0,080 FC desc. [€] 8.905.750 8.689.586 8.479.755 8.276.031 8.078.198 7.886.047 7.699.378 7.518.002 7.341.733 7.170.397 7.003.824 6.841.852 6.684.325 6.531.095 6.382.017 6.236.954 6.095.772 5.958.346 5.824.553 5.695.761 VAN [€] ‐86.094.250 ‐77.404.664 ‐68.924.909 ‐60.648.877 ‐52.570.679 ‐44.684.633 ‐36.985.255 ‐29.467.253 ‐22.125.520 ‐14.955.123 ‐7.951.299 ‐1.109.448 5.574.878 12.105.973 18.487.990 24.724.943 30.820.716 36.779.062 42.603.615 48.299.375 k 0,976 CN [€/MWh] 51,53 168 5. Estudio económico Atendiendo a estos resultados, se puede concluir que la planta de 5 MW, no sería rentable para la tasa de descuento tomada como referencia, ya que presenta un VAN negativo y por tanto no se lograría amortizar la inversión realizada a lo largo de su vida útil. A partir de los 10 MW de potencia la planta sería rentable económicamente puesto que se recupera la inversión antes de que la planta alcance el final de su vida útil. Se observa que cuanto mayor es la potencia nominal de la planta más atractiva será a la hora de invertir puesto que se obtiene una mayor rentabilidad y un menor riesgo en la inversión. Esto se debe a las economías de escala, pues al generar una mayor potencia, los costes de inversión y mantenimiento se pueden repartir entre una mayor cantidad de energía eléctrica. Por este motivo, se ha seleccionado la planta de 20 MW de potencia nominal para realizar los siguientes análisis económicos. Este tamaño de planta proporciona unos retornos anuales bastante altos con un periodo de retorno aceptable, pues se recupera la inversión en algo más de la mitad del ciclo de vida de la planta. Además el riesgo de recuperación de la inversión es asumible puesto que la tasa interna de retorno alcanza un valor del 10%, lo que asegura un colchón de beneficio. Hay que tener en cuenta, que para que la planta sea rentable debe estar en funcionamiento el mayor número de horas anuales posibles, por lo que habrá que descartar el funcionamiento únicamente durante el día. 5.4. Estudiodelosyacimientosseleccionados En este apartado se van a analizar los casos reales de funcionamiento de una planta de 20 MW de potencia nominal en cada uno de los yacimientos de estudio. Únicamente se analizará el funcionamiento durante las 24 horas del día puesto que en caso contrario el proyecto no sería viable. Debido al aumento de tamaño de la central, es necesario aumentar el número de pozos de producción y de inyección, con el fin de proporcionar la suficiente cantidad de fluido geotérmico al ciclo que permita obtener dicha potencia. Se han establecido en 15 pozos de producción en base al caudal de los pozos de las plantas existentes [3] que van desde los 25‐50 kg/s. En la tabla 5.7. se muestran los caudales necesarios de fluido orgánico y geotérmico para producir los 20 MW de potencia. 169 5. Estudio económico Aerocond. Torre Tabla 5.7. Caudales de fluido orgánico y geotérmico correspondiente a las plantas de 20 MW. (Fuente: elaboración propia) Cáceres Jaca Murcia Pontevedra mgeotérmico [kg/s] 479 365 447 516 morganico [kg/s] 1380 1252 1286 1487 mgeotérmico [kg/s] 613 487 849 671 morganico [kg/s] 1764 1671 2446 1931 La planta de Jaca presenta menores caudales másicos debido a que el yacimiento es de mejor calidad y por tanto es necesario una menor cantidad e fluido para producir la misma potencia que el resto de plantas. Para realizar el análisis económico se ha obtenido la energía eléctrica real en cada yacimiento hora por hora teniendo en cuentas las condiciones ambientales en el yacimiento y la parada de la planta los primeros 20 de agosto. Los resultados obtenidos se muestran en las tablas de la 5.8 a la 5.15. 170 5. Estudio económico Tabla 5.8. Planta de Cáceres de 20 MW de potencia nominal refrigerada con torre. (Fuente: elaboración propia) 20 MW Torre de refrigeración (Cáceres) Inversión total [€] 95.000.000 Inversión planta [€] 38.000.000 Inversión exploración y perforación [€] 57.000.000 Inversión específica [€/kW] Potencia Nominal [kW] Inversión inicial [€] Energía anual producida [MWh] 4.750 20.000 95.000.000 162.044 Tarifa regulada 2011 [c€/kWh] Tasa nominal [%] Coste Op. y Mant. [€/año] Tasa Impuestos [%] Tasa de descuento [%] Vida útil de la planta [años] IPC [%] Días operación al año [días] 7,6467 2,5 723.814 36 5 20 3 345 Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Venta [€] Op. y Mant. [€] MB [€] Amort. [€] FC [€] FC desc. [€] VAN [€] 12.391.037 723.814 11.667.223 4.750.000 9.177.023 9.177.023 ‐86.259.978 12.762.768 745.528 12.017.240 4.750.000 9.401.033 9.401.033 ‐77.732.964 13.145.651 767.894 12.377.757 4.750.000 9.631.764 9.631.764 ‐69.412.684 13.540.021 790.931 12.749.090 4.750.000 9.869.417 9.869.417 ‐61.293.090 13.946.221 814.659 13.131.562 4.750.000 10.114.200 10.114.200 ‐53.368.350 14.364.608 839.099 13.525.509 4.750.000 10.366.326 10.366.326 ‐45.632.838 14.795.546 864.272 13.931.274 4.750.000 10.626.016 10.626.016 ‐38.081.127 15.239.412 890.200 14.349.213 4.750.000 10.893.496 10.893.496 ‐30.707.980 15.696.595 916.906 14.779.689 4.750.000 11.169.001 11.169.001 ‐23.508.342 16.167.493 944.413 15.223.080 4.750.000 11.452.771 11.452.771 ‐16.477.334 16.652.517 972.745 15.679.772 4.750.000 11.745.054 11.745.054 ‐9.610.245 17.152.093 1.001.928 16.150.165 4.750.000 12.046.106 12.046.106 ‐2.902.522 17.666.656 1.031.986 16.634.670 4.750.000 12.356.189 12.356.189 3.650.229 18.196.655 1.062.945 17.133.710 4.750.000 12.675.575 12.675.575 10.052.255 18.742.555 1.094.834 17.647.722 4.750.000 13.004.542 13.004.542 16.307.662 19.304.832 1.127.679 18.177.153 4.750.000 13.343.378 13.343.378 22.420.417 19.883.977 1.161.509 18.722.468 4.750.000 13.692.379 13.692.379 28.394.357 20.480.496 1.196.354 19.284.142 4.750.000 14.051.851 14.051.851 34.233.191 21.094.911 1.232.245 19.862.666 4.750.000 14.422.106 14.422.106 39.940.508 21.727.758 1.269.212 20.458.546 4.750.000 14.803.469 14.803.469 45.519.780 VAN [€] 45.519.780 TIR 9,66% PR [años] 13,30 CRF 0,080 k 0,976 CN [€/MWh] 52,66 171 5. Estudio económico Tabla 5.9. Planta de Cáceres de 20 MW de potencia nominal refrigerada con aerocondensador. (Fuente: elaboración propia) 20 MW Aerocondensador (Cáceres) Inversión total [€] 95.000.000 Inversión planta [€] 38.000.000 Inversión exploración y perforación [€] 57.000.000 Inversión específica [€/kW] Potencia Nominal [kW] Inversión inicial [€] Energía anual producida [MWh] 4.750 20.000 95.000.000 141.914 Tarifa regulada 2011 [c€/kWh] Tasa nominal [%] Coste Op. y Mant. [€/año] Tasa Impuestos [%] Tasa de descuento [%] Vida útil de la planta [años] IPC [%] Días operación al año [días] 7,6467 2,5 723.814 36 5 20 3 345 Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Venta [€] Op. y Mant. [€] MB [€] Amort. [€] FC [€] FC desc. [€] 10.851.770 723.814 10.127.956 4.750.000 8.191.892 8.191.892 11.177.323 745.528 10.431.795 4.750.000 8.386.349 8.386.349 11.512.643 767.894 10.744.749 4.750.000 8.586.639 8.586.639 11.858.022 790.931 11.067.091 4.750.000 8.792.938 8.792.938 12.213.763 814.659 11.399.104 4.750.000 9.005.426 9.005.426 12.580.176 839.099 11.741.077 4.750.000 9.224.289 9.224.289 12.957.581 864.272 12.093.309 4.750.000 9.449.718 9.449.718 13.346.308 890.200 12.456.108 4.750.000 9.681.909 9.681.909 13.746.698 916.906 12.829.792 4.750.000 9.921.067 9.921.067 14.159.099 944.413 13.214.685 4.750.000 10.167.399 10.167.399 14.583.871 972.745 13.611.126 4.750.000 10.421.121 10.421.121 15.021.388 1.001.928 14.019.460 4.750.000 10.682.454 10.682.454 15.472.029 1.031.986 14.440.044 4.750.000 10.951.628 10.951.628 15.936.190 1.062.945 14.873.245 4.750.000 11.228.877 11.228.877 16.414.276 1.094.834 15.319.442 4.750.000 11.514.443 11.514.443 16.906.704 1.127.679 15.779.025 4.750.000 11.808.576 11.808.576 17.413.905 1.161.509 16.252.396 4.750.000 12.111.534 12.111.534 17.936.322 1.196.354 16.739.968 4.750.000 12.423.580 12.423.580 18.474.412 1.232.245 17.242.167 4.750.000 12.744.987 12.744.987 19.028.644 1.269.212 17.759.432 4.750.000 13.076.037 13.076.037 VAN [€] 29.792.380 TIR 8,15% PR [años] 15,34 CRF 0,080 k 0,976 VAN [€] ‐87.198.198 ‐79.591.533 ‐72.174.071 ‐64.940.099 ‐57.884.112 ‐51.000.805 ‐44.285.067 ‐37.731.970 ‐31.336.762 ‐25.094.861 ‐19.001.848 ‐13.053.457 ‐7.245.575 ‐1.574.230 3.964.414 9.374.059 14.658.281 19.820.535 24.864.159 29.792.380 CN [€/MWh] 60,13 172 5. Estudio económico Tabla 5.10. Planta de Jaca de 20 MW de potencia nominal refrigerada con torre. (Fuente: elaboración propia) 20 MW Torre de refrigeración (Jaca) Inversión total [€] 95.000.000 Inversión planta [€] 38.000.000 Inversión exploración y perforación [€] 57.000.000 Inversión específica [€/kW] Potencia Nominal [kW] Inversión inicial [€] Energía anual producida [MWh] 4.750 20.000 95.000.000 161.255 Tarifa regulada 2011 [c€/kWh] Tasa nominal [%] Coste Op. y Mant. [€/año] Tasa Impuestos [%] Tasa de descuento [%] Vida útil de la planta [años] IPC [%] Días operación al año [días] 7,6467 2,5 723.814 36 5 20 3 345 Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Venta [€] Op. y Mant. [€] MB [€] Amort. [€] FC [€] FC desc. [€] 12.330.706 723.814 11.606.892 4.750.000 9.138.411 9.138.411 12.700.627 745.528 11.955.099 4.750.000 9.361.263 9.361.263 13.081.646 767.894 12.313.752 4.750.000 9.590.801 9.590.801 13.474.095 790.931 12.683.164 4.750.000 9.827.225 9.827.225 13.878.318 814.659 13.063.659 4.750.000 10.070.742 10.070.742 14.294.668 839.099 13.455.569 4.750.000 10.321.564 10.321.564 14.723.508 864.272 13.859.236 4.750.000 10.579.911 10.579.911 15.165.213 890.200 14.275.013 4.750.000 10.846.008 10.846.008 15.620.169 916.906 14.703.263 4.750.000 11.120.088 11.120.088 16.088.774 944.413 15.144.361 4.750.000 11.402.391 11.402.391 16.571.437 972.745 15.598.692 4.750.000 11.693.163 11.693.163 17.068.581 1.001.928 16.066.653 4.750.000 11.992.658 11.992.658 17.580.638 1.031.986 16.548.652 4.750.000 12.301.138 12.301.138 18.108.057 1.062.945 17.045.112 4.750.000 12.618.872 12.618.872 18.651.299 1.094.834 17.556.465 4.750.000 12.946.138 12.946.138 19.210.838 1.127.679 18.083.159 4.750.000 13.283.222 13.283.222 19.787.163 1.161.509 18.625.654 4.750.000 13.630.419 13.630.419 20.380.778 1.196.354 19.184.424 4.750.000 13.988.031 13.988.031 20.992.201 1.232.245 19.759.956 4.750.000 14.356.372 14.356.372 21.621.967 1.269.212 20.352.755 4.750.000 14.735.763 14.735.763 VAN [€] 44.903.349 TIR 9,60% PR [años] 13,26 CRF 0,080 k 0,976 VAN [€] ‐86.296.752 ‐77.805.810 ‐69.520.916 ‐61.436.033 ‐53.545.344 ‐45.843.234 ‐38.324.288 ‐30.983.283 ‐23.815.175 ‐16.815.096 ‐9.978.346 ‐3.300.385 3.223.171 9.596.558 15.823.872 21.909.069 27.855.975 33.668.291 39.349.595 44.903.349 CN [€/MWh] 52,92 173 5. Estudio económico Tabla 5.11. Planta de Jaca de 20 MW de potencia nominal refrigerada con aerocondensador. (Fuente: elaboración propia) 20 MW Aerocondensador (Jaca) Inversión total [€] 95.000.000 Inversión planta [€] 38.000.000 Inversión exploración y perforación [€] 57.000.000 Inversión específica [€/kW] Potencia Nominal [kW] Inversión inicial [€] Energía anual producida [MWh] 4.750 20.000 95.000.000 160.354 Tarifa regulada 2011 [c€/kWh] Tasa nominal [%] Coste Op. y Mant. [€/año] Tasa Impuestos [%] Tasa de descuento [%] Vida útil de la planta [años] IPC [%] Días operación al año [días] 7,6467 2,5 723.814 36 5 20 3 345 Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Venta [€] Op. y Mant. [€] MB [€] Amort. [€] FC [€] FC desc. [€] 12.261.781 723.814 11.537.967 4.750.000 9.094.299 9.094.299 12.629.635 745.528 11.884.106 4.750.000 9.315.828 9.315.828 13.008.524 767.894 12.240.629 4.750.000 9.544.003 9.544.003 13.398.779 790.931 12.607.848 4.750.000 9.779.023 9.779.023 13.800.743 814.659 12.986.084 4.750.000 10.021.094 10.021.094 14.214.765 839.099 13.375.666 4.750.000 10.270.426 10.270.426 14.641.208 864.272 13.776.936 4.750.000 10.527.239 10.527.239 15.080.444 890.200 14.190.244 4.750.000 10.791.756 10.791.756 15.532.858 916.906 14.615.952 4.750.000 11.064.209 11.064.209 15.998.843 944.413 15.054.430 4.750.000 11.344.835 11.344.835 16.478.809 972.745 15.506.063 4.750.000 11.633.880 11.633.880 16.973.173 1.001.928 15.971.245 4.750.000 11.931.597 11.931.597 17.482.368 1.031.986 16.450.382 4.750.000 12.238.245 12.238.245 18.006.839 1.062.945 16.943.894 4.750.000 12.554.092 12.554.092 18.547.044 1.094.834 17.452.211 4.750.000 12.879.415 12.879.415 19.103.456 1.127.679 17.975.777 4.750.000 13.214.497 13.214.497 19.676.559 1.161.509 18.515.050 4.750.000 13.559.632 13.559.632 20.266.856 1.196.354 19.070.502 4.750.000 13.915.121 13.915.121 20.874.862 1.232.245 19.642.617 4.750.000 14.281.275 14.281.275 21.501.108 1.269.212 20.231.895 4.750.000 14.658.413 14.658.413 VAN [€] 44.199.115 TIR 9,54% PR [años] 13,22 CRF 0,080 k 0,976 VAN [€] ‐86.338.763 ‐77.889.032 ‐69.644.564 ‐61.599.337 ‐53.747.548 ‐46.083.598 ‐38.602.086 ‐31.297.800 ‐24.165.712 ‐17.200.967 ‐10.398.878 ‐3.754.919 2.735.284 9.075.953 15.271.172 21.324.885 27.240.908 33.022.928 38.674.514 44.199.115 CN [€/MWh] 53,22 174 5. Estudio económico Tabla 5.12. Planta de Murcia de 20 MW de potencia nominal refrigerada con torre. (Fuente: elaboración propia) 20 MW Torre de refrigeración (Murcia) Inversión total [€] 95.000.000 Inversión planta [€] 38.000.000 Inversión exploración y perforación [€] 57.000.000 Inversión específica [€/kW] Potencia Nominal [kW] Inversión inicial [€] Energía anual producida [MWh] 4.750 20.000 95.000.000 152.080 Tarifa regulada 2011 [c€/kWh] Tasa nominal [%] Coste Op. y Mant. [€/año] Tasa Impuestos [%] Tasa de descuento [%] Vida útil de la planta [años] IPC [%] Días operación al año [días] 7,6467 2,5 723.814 36 5 20 3 345 Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Venta [€] Op. y Mant. [€] MB [€] Amort. [€] FC [€] FC desc. [€] 11.629.087 723.814 10.905.273 4.750.000 8.689.375 8.689.375 11.977.960 745.528 11.232.431 4.750.000 8.898.756 8.898.756 12.337.298 767.894 11.569.404 4.750.000 9.114.419 9.114.419 12.707.417 790.931 11.916.486 4.750.000 9.336.551 9.336.551 13.088.640 814.659 12.273.981 4.750.000 9.565.348 9.565.348 13.481.299 839.099 12.642.200 4.750.000 9.801.008 9.801.008 13.885.738 864.272 13.021.466 4.750.000 10.043.738 10.043.738 14.302.310 890.200 13.412.110 4.750.000 10.293.751 10.293.751 14.731.380 916.906 13.814.474 4.750.000 10.551.263 10.551.263 15.173.321 944.413 14.228.908 4.750.000 10.816.501 10.816.501 15.628.521 972.745 14.655.775 4.750.000 11.089.696 11.089.696 16.097.376 1.001.928 15.095.448 4.750.000 11.371.087 11.371.087 16.580.297 1.031.986 15.548.312 4.750.000 11.660.920 11.660.920 17.077.706 1.062.945 16.014.761 4.750.000 11.959.447 11.959.447 17.590.038 1.094.834 16.495.204 4.750.000 12.266.931 12.266.931 18.117.739 1.127.679 16.990.060 4.750.000 12.583.638 12.583.638 18.661.271 1.161.509 17.499.762 4.750.000 12.909.848 12.909.848 19.221.109 1.196.354 18.024.755 4.750.000 13.245.843 13.245.843 19.797.742 1.232.245 18.565.497 4.750.000 13.591.918 13.591.918 20.391.674 1.269.212 19.122.462 4.750.000 13.948.376 13.948.376 VAN [€] 37.734.587 TIR 8,93% PR [años] 14,36 CRF 0,080 k 0,976 VAN [€] ‐86.724.405 ‐78.652.971 ‐70.779.594 ‐63.098.390 ‐55.603.689 ‐48.290.026 ‐41.152.129 ‐34.184.913 ‐27.383.475 ‐20.743.082 ‐14.259.166 ‐7.927.319 ‐1.743.285 4.297.049 10.197.652 15.962.362 21.594.885 27.098.807 32.477.590 37.734.587 CN [€/MWh] 56,11 175 5. Estudio económico Tabla 5.13. Planta de Murcia de 20 MW de potencia nominal refrigerada con aerocondensador. (Fuente: elaboración propia) 20 MW Aerocondensador (Murcia) Inversión total [€] 95.000.000 Inversión planta [€] 38.000.000 Inversión exploración y perforación [€] 57.000.000 Inversión específica [€/kW] Potencia Nominal [kW] Inversión inicial [€] Energía anual producida [MWh] 4.750 20.000 95.000.000 171.995 Tarifa regulada 2011 [c€/kWh] Tasa nominal [%] Coste Op. y Mant. [€/año] Tasa Impuestos [%] Tasa de descuento [%] Vida útil de la planta [años] IPC [%] Días operación al año [días] 7,6467 2,5 723.814 36 5 20 3 345 Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Venta [€] Op. y Mant. [€] MB [€] Amort. [€] FC [€] FC desc. [€] VAN [€] 13.151.923 723.814 12.428.109 4.750.000 9.663.990 9.663.990 ‐85.796.200 13.546.480 745.528 12.800.952 4.750.000 9.902.609 9.902.609 ‐76.814.242 13.952.875 767.894 13.184.981 4.750.000 10.148.388 10.148.388 ‐68.047.683 14.371.461 790.931 13.580.530 4.750.000 10.401.539 10.401.539 ‐59.490.311 14.802.605 814.659 13.987.946 4.750.000 10.662.285 10.662.285 ‐51.136.131 15.246.683 839.099 14.407.584 4.750.000 10.930.854 10.930.854 ‐42.979.360 15.704.084 864.272 14.839.812 4.750.000 11.207.480 11.207.480 ‐35.014.413 16.175.206 890.200 15.285.006 4.750.000 11.492.404 11.492.404 ‐27.235.902 16.660.462 916.906 15.743.556 4.750.000 11.785.876 11.785.876 ‐19.638.621 17.160.276 944.413 16.215.863 4.750.000 12.088.152 12.088.152 ‐12.217.544 17.675.084 972.745 16.702.339 4.750.000 12.399.497 12.399.497 ‐4.967.815 18.205.337 1.001.928 17.203.409 4.750.000 12.720.182 12.720.182 2.115.258 18.751.497 1.031.986 17.719.511 4.750.000 13.050.487 13.050.487 9.036.210 19.314.042 1.062.945 18.251.097 4.750.000 13.390.702 13.390.702 15.799.424 19.893.463 1.094.834 18.798.630 4.750.000 13.741.123 13.741.123 22.409.140 20.490.267 1.127.679 19.362.589 4.750.000 14.102.057 14.102.057 28.869.454 21.104.975 1.161.509 19.943.466 4.750.000 14.473.818 14.473.818 35.184.333 21.738.124 1.196.354 20.541.770 4.750.000 14.856.733 14.856.733 41.357.613 22.390.268 1.232.245 21.158.023 4.750.000 15.251.135 15.251.135 47.393.005 23.061.976 1.269.212 21.792.764 4.750.000 15.657.369 15.657.369 53.294.102 VAN [€] 53.294.102 TIR 10,37% PR [años] 12,17 CRF 0,080 k 0,976 CN [€/MWh] 49,62 176 5. Estudio económico Tabla 5.14. Planta de Pontevedra de 20 MW de potencia nominal refrigerada con torre. (Fuente: elaboración propia) 20 MW Torre de refrigeración (Pontevedra) Inversión total [€] 95.000.000 Inversión planta [€] 38.000.000 Inversión exploración y perforación [€] 57.000.000 Inversión específica[€/kW] Potencia Nominal [kW] Inversión inicial [€] Energía anual producida [MWh] 4.750 20.000 95.000.000 173.588 Tarifa regulada 2011 [c€/kWh] Tasa nominal [%] Coste Op. y Mant. [€/año] Tasa Impuestos [%] Tasa de descuento [%] Vida útil de la planta [años] IPC [%] Días operación al año [días] 7,6467 2,5 723.814 36 5 20 3 345 Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Venta [€] Op. y Mant. [€] MB [€] Amort. [€] FC [€] FC desc. [€] VAN [€] 13.273.736 723.814 12.549.922 4.750.000 9.741.950 9.741.950 ‐85.721.952 13.671.948 745.528 12.926.420 4.750.000 9.982.909 9.982.909 ‐76.667.160 14.082.107 767.894 13.314.212 4.750.000 10.231.096 10.231.096 ‐67.829.155 14.504.570 790.931 13.713.639 4.750.000 10.486.729 10.486.729 ‐59.201.697 14.939.707 814.659 14.125.048 4.750.000 10.750.031 10.750.031 ‐50.778.767 15.387.898 839.099 14.548.799 4.750.000 11.021.232 11.021.232 ‐42.554.554 15.849.535 864.272 14.985.263 4.750.000 11.300.568 11.300.568 ‐34.523.451 16.325.021 890.200 15.434.821 4.750.000 11.588.286 11.588.286 ‐26.680.043 16.814.772 916.906 15.897.866 4.750.000 11.884.634 11.884.634 ‐19.019.102 17.319.215 944.413 16.374.802 4.750.000 12.189.873 12.189.873 ‐11.535.578 17.838.791 972.745 16.866.046 4.750.000 12.504.269 12.504.269 ‐4.224.590 18.373.955 1.001.928 17.372.027 4.750.000 12.828.097 12.828.097 2.918.574 18.925.174 1.031.986 17.893.188 4.750.000 13.161.640 13.161.640 9.898.473 19.492.929 1.062.945 18.429.984 4.750.000 13.505.189 13.505.189 16.719.512 20.077.717 1.094.834 18.982.883 4.750.000 13.859.045 13.859.045 23.385.949 20.680.048 1.127.679 19.552.370 4.750.000 14.223.517 14.223.517 29.901.906 21.300.450 1.161.509 20.138.941 4.750.000 14.598.922 14.598.922 36.271.367 21.939.463 1.196.354 20.743.109 4.750.000 14.985.590 14.985.590 42.498.189 22.597.647 1.232.245 21.365.402 4.750.000 15.383.857 15.383.857 48.586.104 23.275.576 1.269.212 22.006.364 4.750.000 15.794.073 15.794.073 54.538.724 VAN [€] 54.538.724 TIR 10,49% PR [años] 12,23 CRF 0,080 k 0,976 CN [€/MWh] 49,16 177 5. Estudio económico Tabla 5.15. Planta de Pontevedra de 20 MW de potencia nominal refrigerada con aerocondensador. (Fuente: elaboración propia) 20 MW Aerocondensador (Pontevedra) Inversión total [€] 95.000.000 Inversión planta [€] 38.000.000 Inversión exploración y perforación [€] 57.000.000 Inversión específica [€/kW] Potencia Nominal [kW] Inversión inicial [€] Energía anual producida [MWh] 4.750 20.000 95.000.000 163.155 Tarifa regulada 2011 [c€/kWh] Tasa nominal [%] Coste Op. y Mant. [€/año] Tasa Impuestos [%] Tasa de descuento [%] Vida útil de la planta [años] IPC [%] Días operación al año [días] 7,6467 2,5 723.814 36 5 20 3 345 Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Venta [€] Op. y Mant. [€] MB [€] Amort. [€] FC [€] FC desc. [€] 12.475.992 723.814 11.752.178 4.750.000 9.231.394 9.231.394 12.850.272 745.528 12.104.744 4.750.000 9.457.036 9.457.036 13.235.780 767.894 12.467.886 4.750.000 9.689.447 9.689.447 13.632.854 790.931 12.841.923 4.750.000 9.928.830 9.928.830 14.041.839 814.659 13.227.180 4.750.000 10.175.395 10.175.395 14.463.094 839.099 13.623.996 4.750.000 10.429.357 10.429.357 14.896.987 864.272 14.032.716 4.750.000 10.690.938 10.690.938 15.343.897 890.200 14.453.697 4.750.000 10.960.366 10.960.366 15.804.214 916.906 14.887.308 4.750.000 11.237.877 11.237.877 16.278.340 944.413 15.333.927 4.750.000 11.523.713 11.523.713 16.766.690 972.745 15.793.945 4.750.000 11.818.125 11.818.125 17.269.691 1.001.928 16.267.763 4.750.000 12.121.368 12.121.368 17.787.782 1.031.986 16.755.796 4.750.000 12.433.710 12.433.710 18.321.415 1.062.945 17.258.470 4.750.000 12.755.421 12.755.421 18.871.058 1.094.834 17.776.224 4.750.000 13.086.783 13.086.783 19.437.190 1.127.679 18.309.511 4.750.000 13.428.087 13.428.087 20.020.305 1.161.509 18.858.796 4.750.000 13.779.630 13.779.630 20.620.914 1.196.354 19.424.560 4.750.000 14.141.718 14.141.718 21.239.542 1.232.245 20.007.297 4.750.000 14.514.670 14.514.670 21.876.728 1.269.212 20.607.516 4.750.000 14.898.810 14.898.810 VAN [€] 46.387.809 TIR 9,74% PR [años] 13,34 CRF 0,080 k 0,976 VAN [€] ‐86.208.196 ‐77.630.386 ‐69.260.277 ‐61.091.804 ‐53.119.115 ‐45.336.568 ‐37.738.718 ‐30.320.311 ‐23.076.275 ‐16.001.715 ‐9.091.902 ‐2.342.271 4.251.591 10.693.945 16.988.912 23.140.473 29.152.480 35.028.656 40.772.604 46.387.809 CN [€/MWh] 52,30 178 5. Estudio económico La planta de Pontevedra refrigerada con torre es la que presenta mejores datos económicos, seguida muy de cerca por la de Murcia refrigerada mediante aerocondensador. De planta de Pontevedra, pese a no contar con las mejores prestaciones en su punto nominal, se obtienen los mejores datos energéticos anuales debido a que su temperatura de diseño (la de mayor frecuencia) es relativamente alta en comparación con su rango de temperaturas, por lo que dejan una cantidad mayor de datos por debajo de la temperatura nominal, generando así mayores potencias. Al estar fijada la potencia de diseño en 20 MW, todas aquellas temperaturas que estén por debajo de la nominal producirán mayores potencias, mientras que las que se encuentren por encima provocarán el efecto contrario. Lo mismo ocurre con la planta de Murcia de la cual se obtiene una gran cantidad de energía eléctrica, pero presenta la ventaja, respecto a la anterior, de no necesitar un consumo de agua al emplear aerocondensador como medio de refrigeración. Frecuencia [%] Para observar este efecto se comparan las distribuciones de temperaturas húmedas ente Pontevedra y Jaca, así como la distribución de temperaturas secas entre Murcia y Jaca. Se comprueba que tanto la distribución de Pontevedra como la de Murcia presentan un mayor número de datos por debajo de la temperatura de diseño que para el caso de Jaca, con lo que se producirá una mayor cantidad de energía eléctrica en las dos primeras plantas. 10,00 9,00 8,00 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 0 5 10 15 20 25 Temperatura húmeda [°C] Figura 5.3. Frecuencia de la temperatura húmeda anual para las 24 horas del día (Pontevedra). (Fuente: elaboración propia) 179 5. Estudio económico 8,00 7,00 Frecuencia [%] 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 ‐5 0 5 10 15 20 25 30 Temperatura húmeda [°C] Figura 5.4. Frecuencia de la temperatura húmeda anual para las 24 horas del día (Jaca). (Fuente: elaboración propia) 6,00 5,00 Frecuencia [%] 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 0 10 20 30 40 Temperatura seca [°C] Figura 5.5. Frecuencia de la temperatura seca anual para las 24 horas del día (Murcia). (Fuente: elaboración propia) 6,00 5,00 Frecuencia [%] 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 ‐5 5 15 25 35 Temperatura seca [°C] Figura 5.6. Frecuencia de la temperatura seca anual para las 24 horas del día (Jaca). (Fuente: elaboración propia) 180 5. Estudio económico Estas plantas cuentan con un menor coste normalizado y unos retornos de capital más elevados lo que las hace más atractivas desde el punto de vista económico. Además tienen un periodo de retorno relativamente corto (entorno a los 12 años) lo que junto al alto TIR implican un menor riesgo de inversión. 5.5. Análisisdesensibilidad Los análisis anteriores se han obtenido teniendo en base a la tarifa regulada de régimen especial de la Orden IET/3586/2011. Sin embargo, debido a la entrada en vigor del Real Decreto‐ley 1/2012 a fecha del 28 de enero del 2012, por el que se suspenden de forma temporal las primas e incentivos para nuevas instalaciones en régimen especial, se hace necesario evaluar la rentabilidad de estas plantas bajo este escenario. El precio de venta al mercado correspondientes al año 20115 alcanza un valor medio de 4,993 c€/kWh. Para realizar el estudio de viabilidad, se ha comprobado a partir de qué tamaño de planta sería rentable el proyecto. Los resultados de la tabla 5.16. corresponden a la planta de Pontevedra refrigerada con torre. Se ha elegido dicha planta puesto que es con la que se obtiene mayor rentabilidad, atendiendo a los resultados obtenidos anteriormente. Tabla 5.16. Análisis de sensibilidad para la central de Pontevedra en función de la potencia producida. (Fuente: elaboración propia) VAN [€] TIR PR [años] CRF k CN [€/MWh] 20 MW 7.472.001 5,84% 19,33 0,080 0,976 49,16 30 MW 27.963.820 7,36% 16,26 0,080 0,976 42,50 40 MW 52.116.997 8,60% 14,16 0,080 0,976 38,17 Se observa que la planta de 20 MW sigue siendo rentable, aunque presenta un periodo de retorno de gran parte de su vida útil, con lo que no resulta muy atractiva. Al incrementar la potencia de la planta, como es lógico, aumenta su rentabilidad, obteniéndose unos datos económicos favorables para potencias en torno a los 30 y 40 MW, que son tamaños bastante habituales en este tipo de centrales. 5 http://www.omie.es 181 6. Conclusiones 6. Conclusiones En el presente proyecto, se ha realizado un estudio técnico económico sobre el aprovechamiento de la energía geotérmica de media temperatura dentro del territorio español. En este apartado se exponen las conclusiones del proyecto a partir de los resultados obtenidos para las distintas ubicaciones de estudio. Se van a abordar estas conclusiones atendiendo a las características técnicas y económicas de las plantas seleccionadas. 6.1. Conclusionestécnicas Las conclusiones técnicas abarcan todas las fases del modelado de las distintas centrales de generación eléctrica de estudio. En esta parte se incluye: la selección de la configuración y el fluido de trabajo de los ciclos, la ubicación de las distintas plantas de estudio, el modelado de su punto nominal y la fase de operación a carga parcial y debido a las variaciones en el foco frío. 6.1.1. Seleccióndelaconfiguraciónydelfluidodetrabajo En primer lugar, antes de seleccionar las ubicaciones de las distintas plantas de estudio, se realizó un análisis de las centrales geotérmicas de generación eléctrica existentes clasificándolas en tres rangos de temperaturas (como se indica en el apartado 2.4.). A partir de esta clasificación, se realizó un estudio de las configuraciones posibles empleando diferentes fluidos orgánicos en el ciclo de potencia. Para ello, se revisó de manera exhaustiva las tecnologías empleadas en los ORCs, y los distintos fluidos de trabajo utilizados en este tipo de ciclos. Se modelaron las distintas configuraciones y se probaron los fluidos candidatos para cada rango de temperatura. Los ciclos fueron programados en la herramienta de software EES (Engineering Equation Solver), que gracias a su extensa base de datos, que contiene un amplio abanico de fluidos, hizo posible dicho estudio. Los resultados de dicho estudio permitieron determinar el fluido y la configuración óptima en función de cada rango de temperatura. Además, permitió descartar algunas configuraciones que a priori podían parecer atractivas, como es el caso del ciclo binario de doble presión y el ciclo con extracción intermedia. Esta fase presenta especial importancia puesto que sienta las bases del estudio dando una pauta para la selección del fluido de trabajo y de la configuración óptima a emplear en las distintas ubicaciones en las que se basa este proyecto. La configuración y los fluidos adecuados para cada rango de temperatura, así como las potencias obtenidas en cada ciclo, se presentan en la tabla 6.1. 185 6. Conclusiones Tabla 6.1 Configuración y fluido de trabajo para cada rango de temperatura. (Fuente: elaboración propia) TIPOS DE YACIMIENTOS [mg=100 kg/s] Caso 1: Temperaturas de 180 °C Supercrítico Subcrítico Básico Caso 2: Temperaturas de 165 °C Isopentano 5,87 MW Básico Isopentano 4,94 MW Caso 3: Temperaturas de 140 °C Con RC318 4,18 MW regener. Con Con Con Isobutano 6,80 MW Isobutano 5,80 MW RC318 4,27 MW regener. regener. regener. 6.1.2. Ubicacióndelasdistintasplantasdeestudio A partir de estudios anteriores realizados por el IGME, se han localizado los yacimientos de media temperatura presentes en España. Se han excluido los de alta temperatura presentes en el archipiélago canario debido a la facilidad que ofrecen a emplear un ciclo de Rankine convencional (que no es objeto del proyecto) y la dificultad de venta de energía a la red que presenta dicha ubicación. Para realizar un correcto estudio del potencial geotérmico español en generación eléctrica, se han seleccionado cuatro ubicaciones dentro de la península ibérica. Cada una de ellas presenta características particulares en cuanto al clima y a su zona geográfica, ubicándose en: Cáceres, Jaca, Murcia y Pontevedra. Todas estas ubicaciones presentan temperaturas entre los 140‐150°C por lo que a partir del estudio de los tres rangos de temperatura se adopta una configuración subcrítica con regeneración, empleando RC318 como fluido de trabajo del ciclo. 6.1.3. ModeladodelORCensupuntonominal A partir de la selección de las ubicaciones de estudio se obtienen los datos de temperatura del foco caliente, que será la alcanzada en el yacimiento, y los datos climáticos que determinarán las condiciones del foco frío, tomándose la temperatura de mayor frecuencia para modelar el punto nominal del ciclo. Se han presentado dos escenarios básicos: que la planta opere las 24 horas del día a lo largo del año o que únicamente esté en funcionamiento durante el día (desde las 8 hasta las 20 horas). Se han incluido las pérdidas de carga en el ciclo, así como el consumo de la bomba de refrigeración (para el uso de torre de refrigeración) o de los ventiladores (al emplear aerocondensador). De la misma manera, se ha tenido en cuenta el consumo de la bomba de inyección para salvar las pérdidas de carga producidas en los pozos geotérmicos de inyección. Para ello, se ha evaluando el número de pozos que se deben 186 6. Conclusiones perforar para conseguir un caudal másico de fluido geotérmico de 100 kg/s6, estableciéndolos en cuatro. En el foco frío se ha realizado un estudio tanto para el condensado a través de torre de refrigeración, como para el uso de aerocondensador. Con el primer método se obtienen mayores potencias y rendimientos en el ciclo debido a que se refrigera a partir de la temperatura húmeda, que siempre será menor que la seca con humedades relativas por debajo del 100%. Por otro lado, se ha realizado un estudio exergético para establecer el Pinch Point (PP) del recuperador y el regenerador que permitiese reducir el tamaño de los mismos sin comprometer los resultados del ciclo. Se pudo comprobar que las variaciones del PP en el recuperador influían de una manera notable en el trabajo producido por la planta y sin embargo, tenía una escasa influencia en el tamaño. En el regenerador ocurría justo lo contrario, la variación del PP influía de forma clara en el tamaño pero carecía de influencia en el trabajo producido. Por ello, se fijo el PP del recuperador al mínimo (3,5°C) y se aumentó el del regenerador (10°C). Atendiendo al punto de diseño, la planta de Jaca es la que arroja mejores resultados tanto con el uso de aerocondensador como con la refrigeración con torre. Esto es así porque que presenta las mejores condiciones en el foco caliente (alcanzando temperaturas de 150°C en el yacimiento geotérmico) y en el foco frío, puesto que presenta las temperaturas con mayor frecuencia más bajas. 6.1.4. ModeladodelORCensufasedeoperación. En la fase de operación se han evaluado los cambios en el foco caliente y en el foco frío. Las variaciones en el foco caliente se producen debido al funcionamiento a carga parcial del yacimiento, debido una avería producida en alguno de los pozos geotérmicos. Los resultados del ciclo empeoran a medida que hay menos pozos en operación obteniéndose menores potencias y rendimientos. Cabe destacar, que la de rendimiento varia de una forma más brusca a medida que el número de pozos desciende, es decir, la diferencia de rendimientos entre tener cuatro y tres pozos es mucho menor que la diferencia entre tener dos y uno (figura 6.1.). 6 Se ha establecido un caudal másico de 100kg/s como referencia para poder comparar las distintas ubicaciones de estudio. 187 6. Conclusiones 0,16 0,14 100% 75% 0,12 planta [p.u.] 50% 0,1 0,08 25% 0,06 0,04 0,02 -5 0 5 10 Thumeda [ºC] 15 20 25 Figura 6.1. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 24 h y refrigerada con torre (Jaca). (Fuente: elaboración propia) Las variaciones en el foco frío se producen debido a cambios de las condiciones ambientales a lo largo del año. Como es lógico, la planta entregará más potencia en los meses de invierno, que es cuando se alcanzan las temperaturas más bajas. Se ha programado la operación en el EES obteniendo las ecuaciones que definen las curvas de potencia en función de la temperatura y la carga a la que opere la planta. A partir de estas ecuaciones y teniendo los datos de temperaturas de un año tipo en cada ubicación (obtenidas a través de la herramienta informática METEONORM), se obtiene la energía eléctrica anual producida por cada planta de estudio. Al igual que en el punto de diseño, se puede concluir que el yacimiento de Jaca presenta las mejores prestaciones, pues produce más energía eléctrica que el resto. Como se comento anteriormente, esto es debido a que el yacimiento alcanza una mayor temperatura con respecto al resto. 6.2. Conclusioneseconómicas Una vez analizados los aspectos técnicos del proyecto, se ha realizado un estudio de viabilidad económica de las distintas plantas seleccionadas. Para determinar la rentabilidad del proyecto, se ha utilizado la tarifa regulada de régimen especial que lleva asociada la energía geotérmica (7,6467 c€/kWh) atendiendo a la 188 6. Conclusiones Orden IET/3586/2011, del 31 de diciembre de 2011 del BOE. Además, las plantas geotérmicas tienen una vida útil de 20 años. En primer lugar se ha realizado un análisis teórico para establecer el tamaño de planta a partir del cual un proyecto de estas características es económicamente atractivo, obteniéndose un tamaño de 20 MW. Por ello se han modelado todas las plantas para que produzcan 20 MW en su punto de diseño. A continuación se ha analizado la viabilidad económica de todas las centrales estudiadas, teniendo en cuenta que debe operar las 24 horas del día para obtener rentabilidad. La planta de Pontevedra refrigerada con torre es la que presenta una mayor rentabilidad económica, seguida muy de cerca por la de Murcia refrigerada mediante aerocondensador. Las conclusiones anteriores se han formulado en base a la tarifa regulada de régimen especial facilitada por el BOE. Sin embargo, debido al Real Decreto‐ley 1/2012 a fecha del 28 de enero del 2012, por el que se suspenden las tarifas de régimen especial a las nuevas instalaciones, se ha realizado un análisis de sensibilidad que contemple este nuevo escenario. La energía eléctrica tendrá que ser vendida en este caso a precio de mercado (4,993 c€/kWh), limitando la rentabilidad de la planta de 20 MW a prácticamente la totalidad de su vida útil. Por ello, se ha incrementado el tamaño de la planta hasta los 30 y 40 MW, observando que se obtienen resultados económicos favorables. La de Pontevedra es la que arroja mejores resultados económicos, por lo que se recomienda especialmente ubicar las centrales en los yacimientos gallegos. La Tabla 6.2. recoge los resultados económicos obtenidos con la venta de electricidad al precio de mercado. Tabla 6.2. Viabilidad económica de la planta de Pontevedra refrigerada con torre bajo el nuevo escenario (Fuente: elaboración propia) VAN [€] TIR PR [años] CRF k CN [€/MWh] 20 MW 7.472.001 5,84% 19,33 0,080 0,976 49,16 30 MW 27.963.820 7,36% 16,26 0,080 0,976 42,50 40 MW 52.116.997 8,60% 14,16 0,080 0,976 38,17 6.3. Prospectiva A la vista de los resultados obtenidos en el proyecto, se puede concluir que el aprovechamiento de la energía geotérmica de media temperatura representa una opción técnicamente viable y económicamente rentable para producir electricidad. De todas maneras, aun pueden producirse mejoras tecnológicas que faciliten la implantación de este tipo de centrales. Cabe destacar, que ante la eliminación de las tarifas de régimen especial habría que irse a tamaños de planta de en torno a 30‐ 189 6. Conclusiones 40MW para que el proyecto sea económicamente rentable. Sin embargo, se prevé que esta situación se revierta debido al gran incremento del precio de venta eléctrico en los últimos años, lo que llevaría a niveles similares a la tarifas del régimen especial. El aprovechamiento de los yacimientos de roca caliente, que forman la mayor parte de los recursos de media temperatura presentes en el subsuelo español, se lleva a cabo mediante la aplicación de Sistemas Geotérmicos Estimulados (EGS) y aún se encuentra en fase de desarrollo. Es preciso, por tanto una mejora de la implantación de estos sistemas para que el aprovechamiento de los recursos geotérmicos se realice de manera efectiva. Recientes investigaciones en esta materia han probado el potencial de los EGS, extendiendo su aplicación, no solo a yacimientos de roca caliente, sino a aquellos yacimientos cuya explotación fue en tiempos abandonada por falta de productividad y permeabilidad de los terrenos. A partir de aquí, debe plantearse seriamente la implantación en el corto‐medio plazo de plantas geotérmicas de generación eléctrica en España, pues suponen una fuente de energía limpia y renovable a través de la cual se puede disminuir la dependencia energética del país. 190 7. Bibliografía 7. Bibliografía [1] LLOPIS TRILLO, G., RODRIGO ANGULO, V. Comunidad de Madrid, "Guía de la Energía Geotérmica". Fundación de Energía de la Comunidad de Madrid, 2010. [2] VEGA REMESAL, A., RAMOS MILLÁN, A., REINA PERAL, P., CONDE LÁZARO, E., Guía Técnica de Generación Eléctrica de Origen Geotérmico. Fundación de Energía de la Comunidad de Madrid, 2010. [3] DIPIPPO, R., "Geothermal Power Plants, Principles, Applications and Case Studies", Elsevier, 2005. [4] HIDALGO, R., "El desarrollo de la geotermia Profunda en España, Proyectos y Oportunidades", Universidad de Comillas, 2010. [5] GARCÍA DE LA NOCEDA, C., "Potencial geotérmico de España", IGME, Jornada sobre la energía Geotérmica ICAI, Madrid, 2011. [6] DIPIPPO, R., "Geothermal Energy as a Source of Electricity. A Worldwide Survey of the Design and Operation of Geothermal Power Plants", U.S DEPARTMENT OF ENERGY, 1979. [7] LINARES, J.I., MORATILLA, B.Y., DIAGO LÓPEZ, M., “Recuperación de Calor de Refrigeración de un motor de gas natural mediante ciclo ORC” Badajoz, Junio 2007. [8] A. Shuster, S. Karellas, E. Kakaras, H. Spliethoff, “Energetic and economic investigation of organic Rankine cycles applications”, Applied Thermal Engineering 29 (2009) 1809‐1817. [9] Kuppan, T., "Heat exchangers design handbook", New York: Marcel Dekker, 2000. [10] ARANDA PÉREZ, D., LINARES HURTADO,J.I., MORATILLA SORIA, B. Y., " Cogeneración con ciclo de cola en industria cementera", Anales de Mecánica y Electricidad, 88 (4), 2011. [11] S.A. Klein, Development and integration of an equation‐solving program for engineering thermodynamics courses, Computer Applications in Engineering 1 (3) (1993) 265–275. [12] MONTES PITA, M.J., "Análisis comparativo de la generación directa de vapor con otras tecnologías". [13] DAGDAS, A. "Exergy analysis and pressure optimization of geothermal binary power plants", Int. J. Exergy, 2 (4), 2005. [14] DIPIPPO, R., "Small Geothermal Power Plants: Design, Performance and Economics", University of Massachusetts Dartmouth, GHC BULLETIN, 1999. 193 8. Anexos AnexoA: CódigoenEESdelpuntonominal Torre de refrigeración: Planta de Jaca "Punto nominal: Ciclo Subcrítico ORC con regeneración refrigerado con torre" $Unitsystem SI bar C fluido$='RC318' "Datos Nominales" m_dot_g=N_pozos*m_dot_1pozo N_pozos=4 m_dot_1pozo=25 [kg/s] T_ge=150 [C] C_pg=4,19 [kJ/kg-K] P[6]=22,78 [bar] T_cond=20,759 [C] sub_cond=2 [C] eta_T=0,85 eta_B=0,75 eta_B_inyec=0,75 eta_B_ref=0,75 PP_reg=10 [C] PP_rec=3,5 [C] N=100 "Pérdidas de carga" deltaP[1]=0,2 [bar] deltaP[2]=0,16 [bar] deltaP[3]=0,2 [bar] deltaP[4]=0,16 [bar] deltaP[5]=0,2 [bar] deltaP[7]=0,03 [bar] deltaP[8]=0,07 [bar] deltaP[9]=0,03 [bar] deltaP[10]=0,07 [bar] deltaP[11]=0,03 [bar] "Perdidas de carga en el yacimiento" deltaP_yac=1 [bar-s/kg] "Cálculo de presión en cada punto" duplicate i=1;5 P[i+1]=P[i]-deltaP[i] end duplicate i=7;11 P[i+1]=P[i]-deltaP[i] end "Punto 1: Salida de la Bomba" h[1]-h[12]=v[12]*(P[1]-P[12])*100/eta_B T[1]=temperature(fluido$;P=P[1];h=h[1]) s[1]=entropy(fluido$;P=P[1];h=h[1]) "Punto 2: Entrada Regenerador AP" h[2]=h[1] h[2]=enthalpy(fluido$;P=P[2];T=T[2]) s[2]=entropy(fluido$;P=P[2];h=h[2]) "Punto 3: Salida Regenerador AP" T[3]=temperature(fluido$;h=h[3];P=P[3]) s[3]=entropy(fluido$;P=P[3];h=h[3]) "Punto 4: Entrada Recuperador" h[4]=h[3] h[4]=enthalpy(fluido$;P=P[4];T=T[4]) s[4]=entropy(fluido$;P=P[4];h=h[4]) "Punto 5: Salida Recuperador" h[5]=h[6] T[5]=temperature(fluido$;P=P[5];h=h[5]) s[5]=entropy(fluido$;P=P[5];h=h[5]) "Punto 6: Entrada Turbina" h[6]=enthalpy(fluido$;P=P[6];x=1) T[6]=temperature(fluido$;P=P[6];x=1) s[6]=entropy(fluido$;P=P[6];x=1) "Punto 7: Salida Turbina" s_s[7]=s[6] h_s[7]=enthalpy(fluido$;P=P[7];S=s_s[7]) eta_T=(h[6]-h[7])/(h[6]-h_s[7]) h[7]=enthalpy(fluido$;P=P[7];T=T[7]) s[7]=entropy(fluido$;P=P[7];h=h[7]) "Punto 8: Entrada Regenerador BP" h[7]=h[8] h[8]=enthalpy(fluido$;P=P[8];T=T[8]) s[8]=entropy(fluido$;P=P[8];h=h[8]) "Punto 9: Salida Regenerador BP" h[9]=enthalpy(fluido$;P=P[9];T=T[9]) s[9]=entropy(fluido$;P=P[9];h=h[9]) "Punto 10: Entrada Condensador" h[10]=h[9] h[10]=enthalpy(fluido$;P=P[10];T=T[10]) s[10]=entropy(fluido$;P=P[10];h=h[10]) "Punto 11: Salida Condensador" T[11]=T_cond-sub_cond P[11]=pressure(fluido$;T=T_cond;x=0) h[11]=enthalpy(fluido$;T=T[11];P=P[11]) s[11]=entropy(fluido$;T=T[11];P=P[11]) "Punto 12: Entrada Bomba" h[12]=h[11] T[12]=temperature(fluido$;P=P[12];h=h[12]) s[12]=entropy(fluido$;P=P[12];h=h[12]) x[12]=quality(fluido$;P=P[12];h=h[12]) v[12]=volume(fluido$;P=P[12];h=h[12]) "Regenerador" h[3]-h[2]=h[8]-h[9] C_23=(h[3]-h[2])/(T[3]-T[2]) C_89=(h[8]-h[9])/(T[8]-T[9]) PP_reg=T[9]-T[2] epsilon_reg*(T[8]-T[2])=(T[8]-T[9]) epsilon_reg=1-exp((1/R_reg_c)*(NUT_reg^0,22)*(exp(-R_reg_c*(NUT_reg^0,78))-1 )) C_reg_c=m_dot_o*C_89 C_reg_f=m_dot_o*C_23 R_reg_c=C_reg_c/C_reg_f NUT_reg=UA_reg/C_reg_c "Recuperador" m_dot_o*(h[5]-h[4])=m_dot_g*C_pg*(T_ge-T_gs) epsilon_rec=(T_ge-T_gs)/(T_ge-T[4]) NUT_rec=1/(1-R_rec_c)*Ln((1-epsilon_rec*R_rec_c)/(1-epsilon_rec)) C_45=(h[5]-h[4])/(T[5]-T[4]) C_rec_o=m_dot_o*C_45 C_rec_g=m_dot_g*C_pg R_rec_c=min(C_rec_o;C_rec_g)/max(C_rec_o;C_rec_g) NUT_rec=UA_rec/min(C_rec_o;C_rec_g) "Condensador" epsilon_cond=(T_agua_s-T_agua_e)/(T[10]-T_agua_e) epsilon_cond=1-exp(-NUT_cond) C_cond_a=m_dot_cond*C_p_agua NUT_cond=UA_cond/C_cond_a "Diagrama T-Q: Recuperador" P_45=(P[4]+P[5])/2 duplicate i=1;N q_rec[i]=(i-1)/(N-1) q_rec[i]=(h_rec[i]-h[4])/(h[5]-h[4]) T_o[i]=temperature(fluido$;P=P_45;h=h_rec[i]) T_g[i]=T_gs+(T_ge-T_gs)*q_rec[i] A_rec[i]=T_g[i]-T_o[i] end PP_rec=min(A_rec[1..N]) "Diagrama T-Q: Regenerador" P_23=(P[2]+P[3])/2 P_89=(P[8]+P[9])/2 duplicate i=1;N q_reg[i]=(i-1)/(N-1) q_reg[i]=(h_reg_AP[i]-h[2])/(h[3]-h[2]) T_AP[i]=temperature(fluido$;P=P_23;h=h_reg_AP[i]) q_reg[i]=(h_reg_BP[i]-h[9])/(h[8]-h[9]) T_BP[i]=temperature(fluido$;P=P_89;h=h_reg_BP[i]) A_reg[i]=T_BP[i]-T_AP[i] end "Diagrama T-Q: Condensador" P_1011=(P[10]+P[11])/2 duplicate i=1;N q_cond[i]=(i-1)/(N-1) q_cond[i]*(h[10]-h[11])=(h_cond[i]-h[11]) T_o_cond[i]=temperature(fluido$;P=P_1011;h=h_cond[i]) T_a_cond[i]=T_agua_e+(T_agua_s-T_agua_e)*q_cond[i] A_cond[i]=T_o_cond[i]-T_a_cond[i] end PP_cond=min(A_cond[1..N]) "Condensador: Cálculo del caudal másico de refrigeración" T_humeda=8 [C] T_agua_e=T_humeda+5[C] T_agua_s=T_agua_e+5 [C] C_p_agua=4,18 [kJ/kg-K] m_dot_cond*C_p_agua*(T_agua_s-T_agua_e)=m_dot_o*(h[10]-h[11]) "Bomba de inyección" deltaP_inyec=deltaP_yac*m_dot_g/N_pozos v_agua=0,001 [m^3/kg] W_dot_bomba_inyec=deltaP_inyec*v_agua*100*m_dot_g/(N_pozos*eta_B_inyec) W_dot_bomba_inyec_tot=N_pozos*W_dot_bomba_inyec "Bomba refrigeración" densidad_agua=1000 [kg/m^3] g=9,81 [m/s^2] L_tub=25 [m] perdidas_tub=0,05 "[mca/m]" perdidas_torre=10 [m] deltaP_tub=perdidas_tub*L_tub*densidad_agua*g/1e5 deltaP_torre=densidad_agua*g*perdidas_torre/1e5 deltaP_ref=deltaP_torre+deltaP_tub W_dot_bomba_ref=deltaP_ref*100*v_agua*m_dot_cond/eta_B_ref "Calor intercambiado" Q_dot_rec=m_dot_o*(h[5]-h[4]) Q_dot_cond=m_dot_o*(h[10]-h[11]) Q_dot_reg=m_dot_o*(h[8]-h[9]) "Potencia neta" w_turbina=h[6]-h[7] w_bomba=h[1]-h[12] w_neta=w_turbina-w_bomba q_rec=h[5]-h[4] W_dot_turbina=m_dot_o*w_turbina W_dot_bomba=m_dot_o*w_bomba W_dot_neta_ciclo=m_dot_o*w_neta W_dot_neta_planta=W_dot_neta_ciclo-W_dot_bomba_inyec_tot-W_dot_bomba_ref "Rendimientos" eta_ORC=w_neta/q_rec eta_planta=W_dot_neta_planta/Q_dot_rec Aerocondensador: Planta de Jaca " Punto nominal: Ciclo Subcrítico ORC con regeneración refrigerado con aerocondensador " $Unitsystem SI bar C fluido$='RC318' "Datos Nominales" m_dot_g=N_pozos*m_dot_1pozo N_pozos=4 m_dot_1pozo=25 [kg/s] T_ge=150 [C] C_pg=4,19 [kJ/kg-K] P[6]=22,78 [bar] T_cond=34,66 [C] sub_cond=2 [C] eta_T=0,85 eta_B=0,75 eta_B_inyec=0,75 PP_reg=10 [C] PP_rec=3,5 [C] N=100 "Pérdidas de carga" deltaP[1]=0,2 [bar] deltaP[2]=0,16 [bar] deltaP[3]=0,2 [bar] deltaP[4]=0,16 [bar] deltaP[5]=0,2 [bar] deltaP[7]=0,03 [bar] deltaP[8]=0,07 [bar] deltaP[9]=0,03 [bar] deltaP[10]=0,07 [bar] deltaP[11]=0,03 [bar] "Perdidas de carga en el yacimiento" deltaP_yac=1 [bar-s/kg] "Cálculo de presión en cada punto" duplicate i=1;5 P[i+1]=P[i]-deltaP[i] end duplicate i=7;11 P[i+1]=P[i]-deltaP[i] end "Punto 1: Salida de la Bomba" h[1]-h[12]=v[12]*(P[1]-P[12])*100/eta_B T[1]=temperature(fluido$;P=P[1];h=h[1]) s[1]=entropy(fluido$;P=P[1];h=h[1]) "Punto 2: Entrada Regenerador AP" h[2]=h[1] h[2]=enthalpy(fluido$;P=P[2];T=T[2]) s[2]=entropy(fluido$;P=P[2];h=h[2]) "Punto 3: Salida Regenerador AP" T[3]=temperature(fluido$;h=h[3];P=P[3]) s[3]=entropy(fluido$;P=P[3];h=h[3]) "Punto 4: Entrada Recuperador" h[4]=h[3] h[4]=enthalpy(fluido$;P=P[4];T=T[4]) s[4]=entropy(fluido$;P=P[4];h=h[4]) "Punto 5: Salida Recuperador" h[5]=h[6] T[5]=temperature(fluido$;P=P[5];h=h[5]) s[5]=entropy(fluido$;P=P[5];h=h[5]) "Punto 6: Entrada Turbina" h[6]=enthalpy(fluido$;P=P[6];x=1) T[6]=temperature(fluido$;P=P[6];x=1) s[6]=entropy(fluido$;P=P[6];x=1) "Punto 7: Salida Turbina" s_s[7]=s[6] h_s[7]=enthalpy(fluido$;P=P[7];S=s_s[7]) eta_T=(h[6]-h[7])/(h[6]-h_s[7]) h[7]=enthalpy(fluido$;P=P[7];T=T[7]) s[7]=entropy(fluido$;P=P[7];h=h[7]) "Punto 8: Entrada Regenerador BP" h[7]=h[8] h[8]=enthalpy(fluido$;P=P[8];T=T[8]) s[8]=entropy(fluido$;P=P[8];h=h[8]) "Punto 9: Salida Regenerador BP" h[9]=enthalpy(fluido$;P=P[9];T=T[9]) s[9]=entropy(fluido$;P=P[9];h=h[9]) "Punto 10: Entrada Condensador" h[10]=h[9] h[10]=enthalpy(fluido$;P=P[10];T=T[10]) s[10]=entropy(fluido$;P=P[10];h=h[10]) "Punto 11: Salida Condensador" T[11]=T_cond-sub_cond P[11]=pressure(fluido$;T=T_cond;x=0) h[11]=enthalpy(fluido$;T=T[11];P=P[11]) s[11]=entropy(fluido$;T=T[11];P=P[11]) "Punto 12: Entrada Bomba" h[12]=h[11] T[12]=temperature(fluido$;P=P[12];h=h[12]) s[12]=entropy(fluido$;P=P[12];h=h[12]) x[12]=quality(fluido$;P=P[12];h=h[12]) v[12]=volume(fluido$;P=P[12];h=h[12]) "Regenerador" h[3]-h[2]=h[8]-h[9] C_23=(h[3]-h[2])/(T[3]-T[2]) C_89=(h[8]-h[9])/(T[8]-T[9]) PP_reg=T[9]-T[2] epsilon_reg*(T[8]-T[2])=(T[8]-T[9]) epsilon_reg=1-exp((1/R_reg_c)*(NUT_reg^0,22)*(exp(-R_reg_c*(NUT_reg^0,78))-1 )) C_reg_c=m_dot_o*C_89 C_reg_f=m_dot_o*C_23 R_reg_c=C_reg_c/C_reg_f NUT_reg=UA_reg/C_reg_c "Recuperador" m_dot_o*(h[5]-h[4])=m_dot_g*C_pg*(T_ge-T_gs) epsilon_rec=(T_ge-T_gs)/(T_ge-T[4]) NUT_rec=1/(1-R_rec_c)*Ln((1-epsilon_rec*R_rec_c)/(1-epsilon_rec)) C_45=(h[5]-h[4])/(T[5]-T[4]) C_rec_o=m_dot_o*C_45 C_rec_g=m_dot_g*C_pg R_rec_c=min(C_rec_o;C_rec_g)/max(C_rec_o;C_rec_g) NUT_rec=UA_rec/min(C_rec_o;C_rec_g) "Condensador" epsilon_cond=(T_aire_s-T_aire_e)/(T[10]-T_aire_e) epsilon_cond=1-exp(-NUT_cond) C_cond_a=m_dot_cond*C_p_aire NUT_cond=UA_cond/C_cond_a "Diagrama T-Q: Recuperador" P_45=(P[4]+P[5])/2 duplicate i=1;N q_rec[i]=(i-1)/(N-1) q_rec[i]=(h_rec[i]-h[4])/(h[5]-h[4]) T_o[i]=temperature(fluido$;P=P_45;h=h_rec[i]) T_g[i]=T_gs+(T_ge-T_gs)*q_rec[i] A_rec[i]=T_g[i]-T_o[i] end PP_rec=min(A_rec[1..N]) "Diagrama T-Q: Regenerador" P_23=(P[2]+P[3])/2 P_89=(P[8]+P[9])/2 duplicate i=1;N q_reg[i]=(i-1)/(N-1) q_reg[i]=(h_reg_AP[i]-h[2])/(h[3]-h[2]) T_AP[i]=temperature(fluido$;P=P_23;h=h_reg_AP[i]) q_reg[i]=(h_reg_BP[i]-h[9])/(h[8]-h[9]) T_BP[i]=temperature(fluido$;P=P_89;h=h_reg_BP[i]) A_reg[i]=T_BP[i]-T_AP[i] end "Diagrama T-Q: Condensador" P_1011=(P[10]+P[11])/2 duplicate i=1;N q_cond[i]=(i-1)/(N-1) q_cond[i]*(h[10]-h[11])=(h_cond[i]-h[11]) T_o_cond[i]=temperature(fluido$;P=P_1011;h=h_cond[i]) T_a_cond[i]=T_aire_e+(T_aire_s-T_aire_e)*q_cond[i] A_cond[i]=T_o_cond[i]-T_a_cond[i] end PP_cond=min(A_cond[1..N]) "Condensador: Cálculo del caudal másico de refrigeración" T_seca=11 [C] T_aire_e=T_seca T_aire_s=T_aire_e+15[C] C_p_aire=1,005 [kJ/kg-K] m_dot_cond*C_p_aire*(T_aire_s-T_aire_e)=m_dot_o*(h[10]-h[11]) "Bomba de inyección" deltaP_inyec=deltaP_yac*m_dot_g/N_pozos v_agua=0,001 [m^3/kg] W_dot_bomba_inyec=deltaP_inyec*v_agua*100*m_dot_g/(N_pozos*eta_B_inyec) W_dot_bomba_inyec_tot=N_pozos*W_dot_bomba_inyec "Ventilador refrigeración" W_dot_vent_ref=0,02* W_dot_neta_ciclo "Calor intercambiado" Q_dot_rec=m_dot_o*(h[5]-h[4]) Q_dot_cond=m_dot_o*(h[10]-h[11]) Q_dot_reg=m_dot_o*(h[8]-h[9]) "Potencia neta" w_turbina=h[6]-h[7] w_bomba=h[1]-h[12] w_neta=w_turbina-w_bomba q_rec=h[5]-h[4] W_dot_turbina=m_dot_o*w_turbina W_dot_bomba=m_dot_o*w_bomba W_dot_neta_ciclo=m_dot_o*w_neta W_dot_neta_planta=W_dot_neta_ciclo-W_dot_bomba_inyec_tot-W_dot_vent_ref "Rendimiento del ORC" eta_ORC=w_neta/q_rec eta_planta=W_dot_neta_planta/Q_dot_rec AnexoB: CódigoenEESdelafasede operación Torre de refrigeración: Planta de Jaca "Fase de operación: Ciclo Subcrítico ORC con regeneración refrigerador con torre" $Unitsystem SI bar C fluido$='RC318' "Datos nominales" m_dot_g_n=100 [kg/s] m_dot_o_n=343 [kg/s] m_dot_cond_n=1901 [kg/s] P_6n=22,78 [bar] P_7n=2,922 [bar] UA_rec_n=2580 [kW/K] UA_reg_n=576,5 [kW/K] UA_cond_n=2754 [kW/K] "Pérdidas de carga nominales" deltaP_n[1]=0,2 [bar] deltaP_n[2]=0,16 [bar] deltaP_n[3]=0,2 [bar] deltaP_n[4]=0,16 [bar] deltaP_n[5]=0,2 [bar] deltaP_n[7]=0,03 [bar] deltaP_n[8]=0,07 [bar] deltaP_n[9]=0,03 [bar] deltaP_n[10]=0,07 [bar] deltaP_n[11]=0,03 [bar] deltaP_ref_n=1,104 [bar] "Datos de operación" m_dot_g=N_pozos*m_dot_1pozo m_dot_1pozo=25 [kg/s] N_pozos=4 T_humeda=8 [C] m_dot_cond=m_dot_cond_n T_ge=150 [C] C_pg=4,19 [kJ/kg-K] sub_cond=2 [C] eta_T=0,85 eta_B=0,75 eta_B_inyec=0,75 eta_B_ref=0,75 N=100 "Perdidas de carga en el yacimiento" deltaP_yac=1 [bar-s/kg] "FASE DE OPERACIÓN" "Stodola" (P[6]^2-P[7]^2)=(P_6n^2-P_7n^2)*(m_dot_o/m_dot_o_n)^2 "UA Recuperador" UA_rec/UA_rec_n=(m_dot_o^0,8*m_dot_g^0,8*(m_dot_o_n^0,8+m_dot_g_n^0,8))/(m_dot_o_n ^0,8*m_dot_g_n^0,8*(m_dot_o^0,8+m_dot_g^0,8)) "UA Regenerador" UA_reg/UA_reg_n=(m_dot_o^0,8*m_dot_o^0,8*(m_dot_o_n^0,8+m_dot_o_n^0,8))/(m_dot_o_n ^0,8*m_dot_o_n^0,8*(m_dot_o^0,8+m_dot_o^0,8)) "UA Condensador" UA_cond/UA_cond_n=(m_dot_cond^0,8*m_dot_o^0,8*(m_dot_cond_n^0,8+m_dot_o_n^0,8))/( m_dot_cond_n^0,8*m_dot_o_n^0,8*(m_dot_cond^0,8+m_dot_o^0,8)) "Perdidas de carga" duplicate i=1;5 deltaP[i]/deltaP_n[i]=(m_dot_o/m_dot_o_n)^1,8 end duplicate i=7;11 deltaP[i]/deltaP_n[i]=(m_dot_o/m_dot_o_n)^1,8 end deltaP_ref/deltaP_ref_n=(m_dot_cond/m_dot_cond_n)^1,8 "Cálculo de presión en cada punto" duplicate i=1;5 P[i+1]=P[i]-deltaP[i] end duplicate i=7;11 P[i+1]=P[i]-deltaP[i] end "Punto 1: Salida de la Bomba" h[1]-h[12]=v[12]*(P[1]-P[12])*100/eta_B T[1]=temperature(fluido$;P=P[1];h=h[1]) s[1]=entropy(fluido$;P=P[1];h=h[1]) "Punto 2: Entrada Regenerador AP" h[2]=h[1] h[2]=enthalpy(fluido$;P=P[2];T=T[2]) s[2]=entropy(fluido$;P=P[2];h=h[2]) "Punto 3: Salida Regenerador AP" T[3]=temperature(fluido$;h=h[3];P=P[3]) s[3]=entropy(fluido$;P=P[3];h=h[3]) "Punto 4: Entrada Recuperador" h[4]=h[3] h[4]=enthalpy(fluido$;P=P[4];T=T[4]) s[4]=entropy(fluido$;P=P[4];h=h[4]) "Punto 5: Salida Recuperador" h[5]=h[6] T[5]=temperature(fluido$;P=P[5];h=h[5]) s[5]=entropy(fluido$;P=P[5];h=h[5]) "Punto 6: Entrada Turbina" h[6]=enthalpy(fluido$;P=P[6];x=1) T[6]=temperature(fluido$;P=P[6];x=1) s[6]=entropy(fluido$;P=P[6];x=1) "Punto 7: Salida Turbina" s_s[7]=s[6] h_s[7]=enthalpy(fluido$;P=P[7];s=s_s[7]) eta_T*(h[6]-h_s[7])=(h[6]-h[7]) h[7]=enthalpy(fluido$;P=P[7];T=T[7]) s[7]=entropy(fluido$;P=P[7];h=h[7]) "Punto 8: Entrada Regenerador BP" h[7]=h[8] h[8]=enthalpy(fluido$;P=P[8];T=T[8]) s[8]=entropy(fluido$;P=P[8];h=h[8]) "Punto 9: Salida Regenerador BP" h[9]=enthalpy(fluido$;P=P[9];T=T[9]) s[9]=entropy(fluido$;P=P[9];h=h[9]) "Punto 10: Entrada Condensador" h[10]=h[9] h[10]=enthalpy(fluido$;P=P[10];T=T[10]) s[10]=entropy(fluido$;P=P[10];h=h[10]) "Punto 11: Salida Condensador" T[11]=T_cond-sub_cond P[11]=pressure(fluido$;T=T_cond;x=0) h[11]=enthalpy(fluido$;T=T[11];P=P[11]) s[11]=entropy(fluido$;T=T[11];P=P[11]) "Punto 12: Entrada Bomba" h[12]=h[11] T[12]=temperature(fluido$;P=P[12];h=h[12]) s[12]=entropy(fluido$;P=P[12];h=h[12]) x[12]=quality(fluido$;P=P[12];h=h[12]) v[12]=volume(fluido$;P=P[12];h=h[12]) "Regenerador" h[3]-h[2]=h[8]-h[9] C_23*(T[3]-T[2])=(h[3]-h[2]) C_89*(T[8]-T[9])=(h[8]-h[9]) PP_reg=T[9]-T[2] epsilon_reg*(T[8]-T[2])=(T[8]-T[9]) epsilon_reg=1-exp((1/R_reg_c)*(NUT_reg^0,22)*(exp(-R_reg_c*(NUT_reg^0,78))-1 )) C_reg_c=m_dot_o*C_89 C_reg_f=m_dot_o*C_23 R_reg_c=C_reg_c/C_reg_f NUT_reg=UA_reg/C_reg_c "Recuperador" m_dot_o*(h[5]-h[4])=m_dot_g*C_pg*(T_ge-T_gs) epsilon_rec=(T_ge-T_gs)/(T_ge-T[4]) NUT_rec=1/(1-R_rec_c)*Ln((1-epsilon_rec*R_rec_c)/(1-epsilon_rec)) C_45*(T[5]-T[4])=(h[5]-h[4]) C_rec_o=m_dot_o*C_45 C_rec_g=m_dot_g*C_pg R_rec_c=min(C_rec_o;C_rec_g)/max(C_rec_o;C_rec_g) NUT_rec=UA_rec/min(C_rec_o;C_rec_g) "Condensador" epsilon_cond*(T[10]-T_agua_e)=(T_agua_s-T_agua_e) epsilon_cond=1-exp(-NUT_cond) C_cond_a=m_dot_cond*C_p_agua NUT_cond=UA_cond/C_cond_a "Diagrama T-Q: Recuperador" P_45=(P[4]+P[5])/2 duplicate i=1;N q_rec[i]=(i-1)/(N-1) q_rec[i]*(h[5]-h[4])=(h_rec[i]-h[4]) T_o[i]=temperature(fluido$;P=P_45;h=h_rec[i]) T_g[i]=T_gs+(T_ge-T_gs)*q_rec[i] A_rec[i]=T_g[i]-T_o[i] end PP_rec=min(A_rec[1..N]) "Diagrama T-Q: Regenerador" P_23=(P[2]+P[3])/2 P_89=(P[8]+P[9])/2 duplicate i=1;N q_reg[i]=(i-1)/(N-1) q_reg[i]*(h[3]-h[2])=(h_reg_AP[i]-h[2]) T_AP[i]=temperature(fluido$;P=P_23;h=h_reg_AP[i]) q_reg[i]*(h[8]-h[9])=(h_reg_BP[i]-h[9]) T_BP[i]=temperature(fluido$;P=P_89;h=h_reg_BP[i]) A_reg[i]=T_BP[i]-T_AP[i] end "Diagrama T-Q: Condensador" P_1011=(P[10]+P[11])/2 duplicate i=1;N q_cond[i]=(i-1)/(N-1) q_cond[i]*(h[10]-h[11])=(h_cond[i]-h[11]) T_o_cond[i]=temperature(fluido$;P=P_1011;h=h_cond[i]) T_a_cond[i]=T_agua_e+(T_agua_s-T_agua_e)*q_cond[i] A_cond[i]=T_o_cond[i]-T_a_cond[i] end PP_cond=min(A_cond[1..N]) "Condensador: Cálculo del caudal másico de refrigeración" T_agua_e=T_humeda+5[C] C_p_agua=4,18 [kJ/kg-K] m_dot_cond*C_p_agua*(T_agua_s-T_agua_e)=m_dot_o*(h[10]-h[11]) "Calor intercambiado" Q_dot_rec=m_dot_o*(h[5]-h[4]) Q_dot_cond=m_dot_o*(h[10]-h[11]) Q_dot_reg=m_dot_o*(h[8]-h[9]) "Bomba de inyección" deltaP_inyec=deltaP_yac*m_dot_g/N_pozos v_agua=0,001 [m^3/kg] W_dot_bomba_inyec=deltaP_inyec*v_agua*100*m_dot_g/(N_pozos*eta_B_inyec) W_dot_bomba_inyec_tot=N_pozos*W_dot_bomba_inyec "Bomba refrigeración" W_dot_bomba_ref=deltaP_ref*100*v_agua*m_dot_cond/eta_B_ref "Potencia neta" w_turbina=h[6]-h[7] w_bomba=h[1]-h[12] w_neta=w_turbina-w_bomba q_rec=h[5]-h[4] W_dot_turbina=m_dot_o*w_turbina W_dot_bomba=m_dot_o*w_bomba W_dot_neta_ciclo=m_dot_o*w_neta W_dot_neta_planta=W_dot_neta_ciclo-W_dot_bomba_inyec_tot-W_dot_bomba_ref "Rendimiento del ORC" eta_ORC=w_neta/q_rec eta_planta=W_dot_neta_planta/Q_dot_rec Aerocondensador: Planta de Jaca "Fase de operación: Ciclo Subcrítico ORC con regeneración refrigerador con aerocondensador" $Unitsystem SI bar C fluido$='RC318' "Datos nominales" m_dot_g_n=100 [kg/s] m_dot_o_n=343 [kg/s] m_dot_cond_n=2501 [kg/s] P_6n=22,78 [bar] P_7n=4,408 [bar] UA_rec_n=2490 [kW/K] UA_reg_n=406,04 [kW/K] UA_cond_n=1521,54 [kW/K] "Pérdidas de carga nominales" deltaP_n[1]=0,2 [bar] deltaP_n[2]=0,16 [bar] deltaP_n[3]=0,2 [bar] deltaP_n[4]=0,16 [bar] deltaP_n[5]=0,2 [bar] deltaP_n[7]=0,03 [bar] deltaP_n[8]=0,07 [bar] deltaP_n[9]=0,03 [bar] deltaP_n[10]=0,07 [bar] deltaP_n[11]=0,03 [bar] "Datos de operación" m_dot_g=N_pozos*m_dot_1pozo m_dot_1pozo=25 [kg/s] {N_pozos=4 T_seca=11 [C]} m_dot_cond=m_dot_cond_n T_ge=150 [C] {T_gs=60 [C]} C_pg=4,19 [kJ/kg-K] {P[6]=22,78 [bar]} {T_cond=36 [C]} sub_cond=2 [C] eta_T=0,85 eta_B=0,75 eta_B_inyec=0,75 eta_B_ref=0,75 {PP_reg=5[C] PP_rec=5 [C]} N=100 "Perdidas de carga en el yacimiento" deltaP_yac=1 [bar-s/kg] "FASE DE OPERACIÓN" "Stodola" (P[6]^2-P[7]^2)=(P_6n^2-P_7n^2)*(m_dot_o/m_dot_o_n)^2 "UA Recuperador" UA_rec/UA_rec_n=(m_dot_o^0,8*m_dot_g^0,8*(m_dot_o_n^0,8+m_dot_g_n^0,8))/(m_dot_o_n ^0,8*m_dot_g_n^0,8*(m_dot_o^0,8+m_dot_g^0,8)) "UA Regenerador" UA_reg/UA_reg_n=(m_dot_o^0,8*m_dot_o^0,8*(m_dot_o_n^0,8+m_dot_o_n^0,8))/(m_dot_o_n ^0,8*m_dot_o_n^0,8*(m_dot_o^0,8+m_dot_o^0,8)) "UA Condensador" UA_cond/UA_cond_n=(m_dot_cond^0,8*m_dot_o^0,8*(m_dot_cond_n^0,8+m_dot_o_n^0,8))/( m_dot_cond_n^0,8*m_dot_o_n^0,8*(m_dot_cond^0,8+m_dot_o^0,8)) "Perdidas de carga" duplicate i=1;5 deltaP[i]/deltaP_n[i]=(m_dot_o/m_dot_o_n)^1,8 end duplicate i=7;11 deltaP[i]/deltaP_n[i]=(m_dot_o/m_dot_o_n)^1,8 end "Cálculo de presión en cada punto" duplicate i=1;5 P[i+1]=P[i]-deltaP[i] end duplicate i=7;11 P[i+1]=P[i]-deltaP[i] end "Punto 1: Salida de la Bomba" h[1]-h[12]=v[12]*(P[1]-P[12])*100/eta_B T[1]=temperature(fluido$;P=P[1];h=h[1]) s[1]=entropy(fluido$;P=P[1];h=h[1]) "Punto 2: Entrada Regenerador AP" h[2]=h[1] h[2]=enthalpy(fluido$;P=P[2];T=T[2]) s[2]=entropy(fluido$;P=P[2];h=h[2]) "Punto 3: Salida Regenerador AP" T[3]=temperature(fluido$;h=h[3];P=P[3]) s[3]=entropy(fluido$;P=P[3];h=h[3]) "Punto 4: Entrada Recuperador" h[4]=h[3] h[4]=enthalpy(fluido$;P=P[4];T=T[4]) s[4]=entropy(fluido$;P=P[4];h=h[4]) "Punto 5: Salida Recuperador" h[5]=h[6] T[5]=temperature(fluido$;P=P[5];h=h[5]) s[5]=entropy(fluido$;P=P[5];h=h[5]) "Punto 6: Entrada Turbina" h[6]=enthalpy(fluido$;P=P[6];x=1) T[6]=temperature(fluido$;P=P[6];x=1) s[6]=entropy(fluido$;P=P[6];x=1) "Punto 7: Salida Turbina" s_s[7]=s[6] h_s[7]=enthalpy(fluido$;P=P[7];s=s_s[7]) eta_T*(h[6]-h_s[7])=(h[6]-h[7]) h[7]=enthalpy(fluido$;P=P[7];T=T[7]) s[7]=entropy(fluido$;P=P[7];h=h[7]) "Punto 8: Entrada Regenerador BP" h[7]=h[8] h[8]=enthalpy(fluido$;P=P[8];T=T[8]) s[8]=entropy(fluido$;P=P[8];h=h[8]) "Punto 9: Salida Regenerador BP" h[9]=enthalpy(fluido$;P=P[9];T=T[9]) s[9]=entropy(fluido$;P=P[9];h=h[9]) "Punto 10: Entrada Condensador" h[10]=h[9] h[10]=enthalpy(fluido$;P=P[10];T=T[10]) s[10]=entropy(fluido$;P=P[10];h=h[10]) "Punto 11: Salida Condensador" T[11]=T_cond-sub_cond P[11]=pressure(fluido$;T=T_cond;x=0) h[11]=enthalpy(fluido$;T=T[11];P=P[11]) s[11]=entropy(fluido$;T=T[11];P=P[11]) "Punto 12: Entrada Bomba" h[12]=h[11] T[12]=temperature(fluido$;P=P[12];h=h[12]) s[12]=entropy(fluido$;P=P[12];h=h[12]) x[12]=quality(fluido$;P=P[12];h=h[12]) v[12]=volume(fluido$;P=P[12];h=h[12]) "Regenerador" h[3]-h[2]=h[8]-h[9] C_23*(T[3]-T[2])=(h[3]-h[2]) C_89*(T[8]-T[9])=(h[8]-h[9]) PP_reg=T[9]-T[2] epsilon_reg*(T[8]-T[2])=(T[8]-T[9]) epsilon_reg=1-exp((1/R_reg_c)*(NUT_reg^0,22)*(exp(-R_reg_c*(NUT_reg^0,78))-1 )) C_reg_c=m_dot_o*C_89 C_reg_f=m_dot_o*C_23 R_reg_c=C_reg_c/C_reg_f NUT_reg=UA_reg/C_reg_c "Recuperador" m_dot_o*(h[5]-h[4])=m_dot_g*C_pg*(T_ge-T_gs) epsilon_rec=(T_ge-T_gs)/(T_ge-T[4]) NUT_rec=1/(1-R_rec_c)*Ln((1-epsilon_rec*R_rec_c)/(1-epsilon_rec)) C_45*(T[5]-T[4])=(h[5]-h[4]) C_rec_o=m_dot_o*C_45 C_rec_g=m_dot_g*C_pg R_rec_c=min(C_rec_o;C_rec_g)/max(C_rec_o;C_rec_g) NUT_rec=UA_rec/min(C_rec_o;C_rec_g) "Condensador" epsilon_cond*(T[10]-T_aire_e)=(T_aire_s-T_aire_e) epsilon_cond=1-exp(-NUT_cond) C_cond_a=m_dot_cond*C_p_aire NUT_cond=UA_cond/C_cond_a "Diagrama T-Q: Recuperador" P_45=(P[4]+P[5])/2 duplicate i=1;N q_rec[i]=(i-1)/(N-1) q_rec[i]*(h[5]-h[4])=(h_rec[i]-h[4]) T_o[i]=temperature(fluido$;P=P_45;h=h_rec[i]) T_g[i]=T_gs+(T_ge-T_gs)*q_rec[i] A_rec[i]=T_g[i]-T_o[i] end PP_rec=min(A_rec[1..N]) "Diagrama T-Q: Regenerador" P_23=(P[2]+P[3])/2 P_89=(P[8]+P[9])/2 duplicate i=1;N q_reg[i]=(i-1)/(N-1) q_reg[i]*(h[3]-h[2])=(h_reg_AP[i]-h[2]) T_AP[i]=temperature(fluido$;P=P_23;h=h_reg_AP[i]) q_reg[i]*(h[8]-h[9])=(h_reg_BP[i]-h[9]) T_BP[i]=temperature(fluido$;P=P_89;h=h_reg_BP[i]) A_reg[i]=T_BP[i]-T_AP[i] end "Diagrama T-Q: Condensador" P_1011=(P[10]+P[11])/2 duplicate i=1;N q_cond[i]=(i-1)/(N-1) q_cond[i]*(h[10]-h[11])=(h_cond[i]-h[11]) T_o_cond[i]=temperature(fluido$;P=P_1011;h=h_cond[i]) T_a_cond[i]=T_aire_e+(T_aire_s-T_aire_e)*q_cond[i] A_cond[i]=T_o_cond[i]-T_a_cond[i] end PP_cond=min(A_cond[1..N]) "Condensador: Cálculo del caudal másico de refrigeración" T_aire_e=T_seca C_p_aire=1,005 [kJ/kg-K] m_dot_cond*C_p_aire*(T_aire_s-T_aire_e)=m_dot_o*(h[10]-h[11]) "Bomba de inyección" deltaP_inyec=deltaP_yac*m_dot_g/N_pozos v_agua=0,001 [m^3/kg] W_dot_bomba_inyec=deltaP_inyec*v_agua*100*m_dot_g/(N_pozos*eta_B_inyec) W_dot_bomba_inyec_tot=N_pozos*W_dot_bomba_inyec "Ventilador refrigeración" W_dot_vent_ref=0,02* W_dot_neta_ciclo "Calor intercambiado" Q_dot_rec=m_dot_o*(h[5]-h[4]) Q_dot_cond=m_dot_o*(h[10]-h[11]) Q_dot_reg=m_dot_o*(h[8]-h[9]) "Potencia neta" w_turbina=h[6]-h[7] w_bomba=h[1]-h[12] w_neta=w_turbina-w_bomba q_rec=h[5]-h[4] W_dot_turbina=m_dot_o*w_turbina W_dot_bomba=m_dot_o*w_bomba W_dot_neta_ciclo=m_dot_o*w_neta W_dot_neta_planta=W_dot_neta_ciclo-W_dot_bomba_inyec_tot-W_dot_vent_ref "Rendimiento del ORC" eta_ORC=w_neta/q_rec eta_planta=W_dot_neta_planta/Q_dot_rec AnexoC: CódigoenEESdelanálisis exergético Análisis exergético: Planta de Jaca "Análisis exergético: Ciclo Subcrítico ORC con regeneración" $Unitsystem SI bar C fluido$='RC318' "Datos Nominales" m_dot_g=N_pozos*m_dot_1pozo N_pozos=4 m_dot_1pozo=25 [kg/s] T_ge=150 [C] C_pg=4,19 [kJ/kg-K] P[6]=22,78 [bar] sub_cond=2 [C] eta_T=0,85 eta_B=0,75 eta_B_inyec=0,75 eta_B_ref=0,75 N=100 "**********************************************************************************" "ANÁLISIS EXERGÉTICO" "Temperatura y presión de referencia" T_0=8 [C] P_0=0,922 [bar] h_g0=enthalpy(Water;P=P_0;T=T_0) s_g0=entropy(Water;P=P_0;T=T_0) h_agua_0=enthalpy(Water;P=P_0;T=T_0) s_agua_0=entropy(Water;P=P_0;T=T_0) h_0=enthalpy(fluido$;P=P_0;T=T_0) s_0=entropy(fluido$;P=P_0;T=T_0) "Recuperador" PP_rec=3,5 [C] "Fluido geotérmico" P_ge=pressure(Water;x=0;T=T_ge) h_ge=enthalpy(Water;x=0;T=T_ge) h_gs=enthalpy(Water;P=P_ge;T=T_gs) s_ge=entropy(Water;x=0;T=T_ge) s_gs=entropy(Water;P=P_ge;T=T_gs) E_dot_ge=m_dot_g*((h_ge-h_g0)-(T_0+273)*(s_ge-s_g0)) E_dot_gs=m_dot_g*((h_gs-h_g0)-(T_0+273)*(s_gs-s_g0)) deltaE_dot_geo=E_dot_ge-E_dot_gs "Fluido orgánico" E_dot_4=m_dot_o*((h[4]-h_0)-(T_0+273)*(s[4]-s_0)) E_dot_5=m_dot_o*((h[5]-h_0)-(T_0+273)*(s[5]-s_0)) deltaE_dot_45=E_dot_5-E_dot_4 "Efectividad exergética e irreversibilidades" epsilon_exer_rec=deltaE_dot_45/deltaE_dot_geo E_dot_4+E_dot_ge=E_dot_5+E_dot_gs+I_dot_rec " Regenerador" PP_reg=10 [C] "Lado caliente" E_dot_8=m_dot_o*((h[8]-h_0)-(T_0+273)*(s[8]-s_0)) E_dot_9=m_dot_o*((h[9]-h_0)-(T_0+273)*(s[9]-s_0)) deltaE_dot_89=E_dot_8-E_dot_9 "Lado frío" E_dot_2=m_dot_o*((h[2]-h_0)-(T_0+273)*(s[2]-s_0)) E_dot_3=m_dot_o*((h[3]-h_0)-(T_0+273)*(s[3]-s_0)) deltaE_dot_23=E_dot_3-E_dot_2 "Efectividad exergética e irreversibilidades" epsilon_exer_reg=deltaE_dot_23/deltaE_dot_89 E_dot_8+E_dot_2=E_dot_9+E_dot_3+I_dot_reg "Condensador" T_cond=20,759 [C] "Fluido organico" E_dot_10=m_dot_o*((h[10]-h_0)-(T_0+273)*(s[10]-s_0)) E_dot_11=m_dot_o*((h[11]-h_0)-(T_0+273)*(s[11]-s_0)) deltaE_dot_1011=E_dot_10-E_dot_11 "Agua de refrigeración" h_agua_s=enthalpy(Water;P=P_0;T=T_agua_s) h_agua_e=enthalpy(Water;P=P_0;T=T_agua_e) s_agua_s=entropy(Water;P=P_0;T=T_agua_s) s_agua_e=entropy(Water;P=P_0;T=T_agua_e) E_dot_agua_s=m_dot_cond*((h_agua_s-h_agua_0)-(T_0+273)*(s_agua_s-s_agua_0)) E_dot_agua_e=m_dot_cond*((h_agua_e-h_agua_0)-(T_0+273)*(s_agua_e-s_agua_0)) deltaE_dot_agua=E_dot_agua_s-E_dot_agua_e "Efectividad exergética e irreversibilidades" epsilon_exer_cond=deltaE_dot_agua/deltaE_dot_1011 E_dot_10+E_dot_agua_e=E_dot_11+E_dot_agua_s+I_dot_cond "Irreversibilidades totales" S_dot_u=m_dot_g*(s_gs-s_ge) + m_dot_cond*(s_agua_s-s_agua_e) I_dot_total=(T_0+273)*S_dot_u "**********************************************************************************" "Pérdidas de carga" deltaP[1]=0,2 [bar] deltaP[2]=0,16 [bar] deltaP[3]=0,2 [bar] deltaP[4]=0,16 [bar] deltaP[5]=0,2 [bar] deltaP[7]=0,03 [bar] deltaP[8]=0,07 [bar] deltaP[9]=0,03 [bar] deltaP[10]=0,07 [bar] deltaP[11]=0,03 [bar] "Perdidas de carga en el yacimiento" deltaP_yac=1 [bar-s/kg] "Cálculo de presión en cada punto" duplicate i=1;5 P[i+1]=P[i]-deltaP[i] end duplicate i=7;11 P[i+1]=P[i]-deltaP[i] end "Punto 1: Salida de la Bomba" h[1]-h[12]=v[12]*(P[1]-P[12])*100/eta_B T[1]=temperature(fluido$;P=P[1];h=h[1]) s[1]=entropy(fluido$;P=P[1];h=h[1]) "Punto 2: Entrada Regenerador AP" h[2]=h[1] h[2]=enthalpy(fluido$;P=P[2];T=T[2]) s[2]=entropy(fluido$;P=P[2];h=h[2]) "Punto 3: Salida Regenerador AP" T[3]=temperature(fluido$;h=h[3];P=P[3]) s[3]=entropy(fluido$;P=P[3];h=h[3]) "Punto 4: Entrada Recuperador" h[4]=h[3] h[4]=enthalpy(fluido$;P=P[4];T=T[4]) s[4]=entropy(fluido$;P=P[4];h=h[4]) "Punto 5: Salida Recuperador" h[5]=h[6] T[5]=temperature(fluido$;P=P[5];h=h[5]) s[5]=entropy(fluido$;P=P[5];h=h[5]) "Punto 6: Entrada Turbina" h[6]=enthalpy(fluido$;P=P[6];x=1) T[6]=temperature(fluido$;P=P[6];x=1) s[6]=entropy(fluido$;P=P[6];x=1) "Punto 7: Salida Turbina" s_s[7]=s[6] h_s[7]=enthalpy(fluido$;P=P[7];S=s_s[7]) eta_T=(h[6]-h[7])/(h[6]-h_s[7]) h[7]=enthalpy(fluido$;P=P[7];T=T[7]) s[7]=entropy(fluido$;P=P[7];h=h[7]) "Punto 8: Entrada Regenerador BP" h[7]=h[8] h[8]=enthalpy(fluido$;P=P[8];T=T[8]) s[8]=entropy(fluido$;P=P[8];h=h[8]) "Punto 9: Salida Regenerador BP" h[9]=enthalpy(fluido$;P=P[9];T=T[9]) s[9]=entropy(fluido$;P=P[9];h=h[9]) "Punto 10: Entrada Condensador" h[10]=h[9] h[10]=enthalpy(fluido$;P=P[10];T=T[10]) s[10]=entropy(fluido$;P=P[10];h=h[10]) "Punto 11: Salida Condensador" T[11]=T_cond-sub_cond P[11]=pressure(fluido$;T=T_cond;x=0) h[11]=enthalpy(fluido$;T=T[11];P=P[11]) s[11]=entropy(fluido$;T=T[11];P=P[11]) "Punto 12: Entrada Bomba" h[12]=h[11] T[12]=temperature(fluido$;P=P[12];h=h[12]) s[12]=entropy(fluido$;P=P[12];h=h[12]) x[12]=quality(fluido$;P=P[12];h=h[12]) v[12]=volume(fluido$;P=P[12];h=h[12]) "Regenerador" h[3]-h[2]=h[8]-h[9] C_23=(h[3]-h[2])/(T[3]-T[2]) C_89=(h[8]-h[9])/(T[8]-T[9]) PP_reg=T[9]-T[2] epsilon_reg*(T[8]-T[2])=(T[8]-T[9]) epsilon_reg=1-exp((1/R_reg_c)*(NUT_reg^0,22)*(exp(-R_reg_c*(NUT_reg^0,78))-1 )) C_reg_c=m_dot_o*C_89 C_reg_f=m_dot_o*C_23 R_reg_c=C_reg_c/C_reg_f NUT_reg=UA_reg/C_reg_c "Recuperador" m_dot_o*(h[5]-h[4])=m_dot_g*C_pg*(T_ge-T_gs) epsilon_rec=(T_ge-T_gs)/(T_ge-T[4]) NUT_rec=1/(1-R_rec_c)*Ln((1-epsilon_rec*R_rec_c)/(1-epsilon_rec)) C_45=(h[5]-h[4])/(T[5]-T[4]) C_rec_o=m_dot_o*C_45 C_rec_g=m_dot_g*C_pg R_rec_c=min(C_rec_o;C_rec_g)/max(C_rec_o;C_rec_g) NUT_rec=UA_rec/min(C_rec_o;C_rec_g) "Condensador" epsilon_cond=(T_agua_s-T_agua_e)/(T[11]-T_agua_e) epsilon_cond=1-exp(-NUT_cond) C_cond_a=m_dot_cond*C_p_agua NUT_cond=UA_cond/C_cond_a "Diagrama T-Q: Recuperador" P_45=(P[4]+P[5])/2 duplicate i=1;N q_rec[i]=(i-1)/(N-1) q_rec[i]=(h_rec[i]-h[4])/(h[5]-h[4]) T_o[i]=temperature(fluido$;P=P_45;h=h_rec[i]) T_g[i]=T_gs+(T_ge-T_gs)*q_rec[i] A_rec[i]=T_g[i]-T_o[i] end PP_rec=min(A_rec[1..N]) "Diagrama T-Q: Regenerador" P_23=(P[2]+P[3])/2 P_89=(P[8]+P[9])/2 duplicate i=1;N q_reg[i]=(i-1)/(N-1) q_reg[i]=(h_reg_AP[i]-h[2])/(h[3]-h[2]) T_AP[i]=temperature(fluido$;P=P_23;h=h_reg_AP[i]) q_reg[i]=(h_reg_BP[i]-h[9])/(h[8]-h[9]) T_BP[i]=temperature(fluido$;P=P_89;h=h_reg_BP[i]) A_reg[i]=T_BP[i]-T_AP[i] end "Diagrama T-Q: Condensador" P_1011=(P[10]+P[11])/2 duplicate i=1;N q_cond[i]=(i-1)/(N-1) q_cond[i]*(h[10]-h[11])=(h_cond[i]-h[11]) T_o_cond[i]=temperature(fluido$;P=P_1011;h=h_cond[i]) T_a_cond[i]=T_agua_e+(T_agua_s-T_agua_e)*q_cond[i] A_cond[i]=T_o_cond[i]-T_a_cond[i] end PP_cond=min(A_cond[1..N]) "Condensador: Cálculo del caudal másico de refrigeración" T_humeda=8 [C] T_agua_e=T_humeda+5[C] T_agua_s=T_agua_e+5 [C] C_p_agua=4,18 [kJ/kg-K] m_dot_cond*C_p_agua*(T_agua_s-T_agua_e)=m_dot_o*(h[10]-h[11]) "Bomba de inyección" deltaP_inyec=deltaP_yac*m_dot_g/N_pozos v_agua=0,001 [m^3/kg] W_dot_bomba_inyec=deltaP_inyec*v_agua*100*m_dot_g/(N_pozos*eta_B_inyec) W_dot_bomba_inyec_tot=N_pozos*W_dot_bomba_inyec "Bomba refrigeración" densidad_agua=1000 [kg/m^3] g=9,81 [m/s^2] L_tub=25 [m] perdidas_tub=0,05 "[mca/m]" perdidas_torre=10 [m] deltaP_tub=perdidas_tub*L_tub*densidad_agua*g/1e5 deltaP_torre=densidad_agua*g*perdidas_torre/1e5 detaP_ref=deltaP_torre+deltaP_tub W_dot_bomba_ref=detaP_ref*100*v_agua*m_dot_cond/eta_B_ref "Calor intercambiado" Q_dot_rec=m_dot_o*(h[5]-h[4]) Q_dot_cond=m_dot_o*(h[10]-h[11]) Q_dot_reg=m_dot_o*(h[8]-h[9]) "Potencia neta" w_turbina=h[6]-h[7] w_bomba=h[1]-h[12] w_neta=w_turbina-w_bomba q_rec=h[5]-h[4] W_dot_turbina=m_dot_o*w_turbina W_dot_bomba=m_dot_o*w_bomba W_dot_neta_ciclo=m_dot_o*w_neta W_dot_neta_planta=W_dot_neta_ciclo-W_dot_bomba_inyec_tot-W_dot_bomba_ref "Rendimientos" eta_ORC=w_neta/q_rec eta_planta=W_dot_neta_planta/Q_dot_rec AnexoD: Diagramasdelciclo 130,00 25 10 5,0 2,5 0,0 25 0,0 50 0,1 0 02 5 DTU, Department of Energy Engineering h in [kJ/kg]. v in [m^3/kg]. p in [Bar] M.J. Skovrup & H.J.H Knudsen. 12-05-21 0,0 05 0 0,0 10 40 RC318 Ref :R.C.Downing. ASHRAE Transactions 1974. Paper No. 2313. 0 ,0 140,00 1,0 h = 540 h = 525 120,00 h = 510 25 110,00 h = 495 100,00 h = 480 h = 465 90,00 h = 450 Temperature [ºC] 80,00 h = 435 70,00 10 h = 420 60,00 h = 405 25 ,00 0 v= 50 0 0 ,0 v= 50,00 40,00 h = 390 5,0 h = 375 v= 30,00 20,00 0 v= 10 0, 0 h = 360 2,5 5 ,02 h = 345 h = 330 10,00 v= 0,00 0 0 ,0 5 h = 315 1,0 h = 300 -10,00 x = 0,10 0,20 h = 195 900 1000 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 210 225 1100 240 255 1200 0,80 0,90 270 285 1300 1400 1500 1600 Entropy [J/(kg K)] 1700 1800 1900 2000 2100 2200
