Planta de cogeneración de 82,4 MW en la Refinería La

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Cogeneración
Plantas
Planta de cogeneración de 82,4 MW
en la Refinería La Rábida de Cepsa
El pasado mes de noviembre entraba en servicio la segunda planta de cogeneración en la refinería La Rábida de Cepsa, ubicada en el Polígono Industrial
Nuevo Puerto de Palos de la Frontera (Huelva). La nueva planta de cogeneración, que se suma a la ya existente en operación desde 1990, tiene una potencia instalada de 82,4 MW, produce energía eléctrica y 115 t/h de vapor. Esta
nueva instalación es la culminación del proyecto de Aumento de Capacidad de
Producción de Destilados Medios (ACPDM) acometido en esta refinería, cuyas
inversiones han rondado los 1.000 M€. En concreto, la planta de cogeneración, con una inversión de 85 M€, permitirá cubrir de modo más eficiente las
necesidades de vapor de la refinería La Rábida y Cepsa Química Palos (CQP),
ambas instalaciones propiedad del Grupo Cepsa, produciendo además electricidad para su evacuación a la red nacional, aumentando el ahorro y la eficiencia energética, y minimizando las emisiones de gases de efecto invernadero.
C
on objeto de conseguir los citados
objetivos se seleccionó una tecnología de alto rendimiento térmico,
cercano al 86% y rendimiento eléctrico
equivalente del 82%. El sistema elegido
fue una planta de cogeneración, con una
turbina de gas de 73,55 MWe, una caldera de recuperación de calor y una turbina
de vapor de 8,85 MWe para una producción de vapor nominal de 143 t/h, con
aprovechamiento íntegro del vapor en
procesos. IDOM ha realizado la Ingeniería
de Detalle, Gestión de Compras y Dirección de Obra de la planta.
La planta de cogeneración supondrá una
reducción de las emisiones atmosféricas de
CO2, SO2 y NOX como consecuencia de la
disminución de la producción de vapor en
las calderas de la refinería, que utilizan
como combustible fueloil y fuelgas, y en las
diferentes calderas de CQP, que emplean
gas natural como combustible, y de la menor emisión al generarse la electricidad en la
planta de cogeneración en lugar de en otras
centrales térmicas. Esta circunstancia se deberá a que la mayor parte del vapor que actualmente se genera en estas calderas convencionales pasará a producirse en la nueva
cogeneración con un nivel de emisiones
mucho más reducido, debido al uso de gas
natural como combustible y a la utilización
de modernas tecnologías que minimizan la
formación de NOX en la combustión.
• La mejora global de emisiones contaminantes.
• Aumento de la capacidad de generación
de electricidad. La cogeneración vertería
a la red de alta de tensión unos 80,5
MWe aproximadamente, con muy alta
disponibilidad por la criticidad de la generación de vapor para las unidades
Aromax y CQP.
MODOS DE OPERACIÓN
Principales
Base: 100% carga
JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO
El objetivo fundamental de la cogeneración es la producción eficiente de vapor,
en conjunción con el resto de generadores
actualmente en operación en la refinería,
para la cobertura de la demanda interna
de vapor de proceso de la refinería y de
CQP. Los factores más importantes que
justifican la instalación de esta nueva unidad de cogeneración son:
• La necesidad de suministro fiable de vapor sobrecalentado a 43 kg/cm2 g para
el correcto funcionamiento del catalizador de la nueva unidad de Aromax y vapor saturado a 19 kg/cm2 g para la compañía CQP.
• El desmantelamiento, o uso exclusivo en
casos de emergencia, de viejas calderas
con bajos rendimientos térmicos, que
queman combustibles menos nobles, situadas actualmente en la refinería de La
Rábida, y CQP.
• El alto rendimiento energético global de
la planta, lo que redunda en ahorro de
combustible. El rendimiento eléctrico
equivalente de esta planta es del 82%.
El modo de operación normal está basado
en la operación al 100% de la carga de la
turbina de gas. La caldera de recuperación
de calor genera el caudal de vapor máximo correspondiente a la recuperación de
los gases de escape de la turbina de gas.
En este modo de operación, la extracción
intermedia de vapor de la turbina de vapor está establecida en 15 t/h de vapor a
44,5 kg/cm2 g y el resto, unas 104,6 t/h se
expande hasta el nivel de los 20 kg/cm2 g.
Máxima producción de vapor de alta
presión
En caso de fallo de los generadores de vapor de 42 kg/cm2 g de la refinería, la cogeneración aumentará hasta el máximo
posible la generación de vapor de alta
presión a través de la extracción controlada de la primera rueda de la turbina de vapor. En estas condiciones se ha previsto un
caudal máximo de extracción de 90 t/h de
vapor a una presión de 44,5 kg/cm2 g, con
lo que el caudal de salida de vapor de media presión sería de unas 29,6 t/h.
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Transitorios
Carga parcial de la turbina de gas
En caso de reducción de la demanda de
vapor desde alguno de los consumidores
refinería o CQP, o por condicionantes técnicos o comerciales en la exportación de
energía eléctrica, se puede operar la cogeneración a carga parcial de la turbina de
gas. La carga de la turbina de gas se ajustará para controlar la potencia generada o
para ajustar la carga térmica de los gases y
por tanto la generación de vapor en la caldera de recuperación de calor.
• Líneas de vapor a unidades de refinería y
a CQP.
• Líneas de retorno de condensado desde
refinería y desde CQP.
• Planta de afino de condensados.
• Infraestructuras eléctricas auxiliares y
para suministro de gas natural:
– Transformadores auxiliares.
– Estación de regulación y medida de
gas natural (E.R.M.).
– Sistema de control de la unidad.
– Sistema de protección contra Incendios.
• Instalaciones correspondientes al sistema de transformación principal y la subestación blindada a 220 kV, así como la
línea de evacuación y conexión a la red.
EL PROCESO
Parada de la turbina de vapor.
Apertura del by-pass de turbina
de vapor
En cualquier modo de operación y en el
caso de que la turbina de vapor se encuentre fuera de servicio, el vapor de alta presión
de la caldera se lamina y atempera mediante las estaciones de despresurización correspondientes hasta el nivel de 43 kg/cm2 g y
hasta el de 19 kg/cm2 g. El vapor que no sea
demandado en este nivel se lamina y atempera hasta el nivel de media presión.
CARACTERÍSTICAS GENERALES
DE LA PLANTA
Potencia neta de la planta
80.490 kW
Potencia turbina de gas
73.550 kW
Potencia turbina de vapor
8.850 kW
Rendimiento eléctrico (sobre PCI)
38,2%
Rendimiento eléctrico equivalente
82%
La central de cogeneración de La Rábida
está dotada de una turbina de gas cuyos
gases de escape, a una temperatura superior a 600 ºC, son aprovechados en la caldera de recuperación de calor, de dos niveles de presión, para generar vapor. Este
vapor se conduce a una turbina de vapor
de contrapresión, en la que se genera
energía eléctrica por un lado, y de donde
se extrae vapor a distintos niveles de presión y temperatura, para su envío a la refinería y su utilización en los diversos procesos existentes en la misma.
TURBINA DE GAS
En la planta se ha instalado una turbina
de gas de General Electric, modelo
PG6111FA, cuya operación corresponde
al ciclo Brayton. En condiciones de diseño
esta turbina ofrece una potencia de
73,55 MW, con un ratio de calor de
10.290 kJ/kWh, el caudal y temperatura
de los gases de escape es respectivamente
de 738.400 kg/h y 607,2 ºC. El consumo
de gas natural de esta turbina es de
15,4 t/h.
La turbina de gas consiste en un conjunto
turbina-compresor axiales cuyos ejes están comunicados por medio de un reductor. La turbina acciona el compresor, que
aspira y comprime el aire de admisión previamente filtrado en un filtro de aire, que
puede limpiarse incluso cuando la turbina
de gas está en funcionamiento.
El aire de admisión comprimido se introduce en las cámaras de combustión junto
con el combustible (gas natural) y en ellas
se produce la reacción de combustión. Las
DESCRIPCIÓN GENERAL DE LAS
INSTALACIONES
Las instalaciones principales que conforman la planta de cogeneración son:
• Una unidad de cogeneración de 82,4
MWe de potencia bruta, constituida por
turbina de gas, caldera de recuperación
de calor y turbina de vapor a contrapresión, utilizando gas natural como combustible.
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circuito se disipa por medio de intercambiadores de calor, al circuito cerrado de
agua de refrigeración de la unidad. Este
sistema se refrigera, a su vez, con agua
procedente de las torres de refrigeración.
Los gases de escape de la turbina de gas
(a unos 607 ºC de temperatura, aproximadamente), son enviados hacia la caldera
de recuperación.
Instalación receptora de gas
El gas natural se suministra desde la acometida ya existente en el interior de la parcela de la refinería, que conecta con la red
de gasoductos alimentados por la gasificadora de Huelva. El caudal de gas natural
demandado por esta planta se mide y se
acondiciona en la estación de regulación y
medida, pasando posteriormente por los
filtros coalescedores, uno de los cuales
está en servicio y el otro en espera. Desde
estos filtros el gas se conduce a la cámara
de combustión de la turbina.
El sistema de gas natural está concebido
para suministrar dicho combustible en las
condiciones de caudal y presión requeridas por la turbina de gas frente a cualquier condición de operación y cambio
de carga.
cámaras de combustión están compuestas
por quemadores de baja emisión de NOX y
bajo nivel de ruido.
La deposición de partículas contenidas en
el aire o formadas en la combustión, que
originarían un paulatino ensuciamiento y
desgaste de las partes internas, sobre
todo del compresor, disminuyen el rendimiento del equipo. Para eliminar esta suciedad se incorporan sistemas de limpieza,
con el equipo fuera de servicio (off-line)
o trabajando a carga parcial (on-line).
La limpieza on-line se efectúa con agua
desmineralizada, mientras que el sistema
off-line se lleva a cabo mediante lavados
con agua y productos de limpieza, los
cuales se pulverizan mediante conexiones
para tal fin, a lo largo del equipo.
El sistema cuenta con los instrumentos
necesarios para que en todo momento se
disponga en la sala de control de información acerca del caudal, presión y temperatura del gas recibido, además de indicaciones del estado de operación.
Vapor (83,27 bar a, 490 ºC)...... 119.6 t/h
Vapor (21,8 bar a, 217 ºC)........ 10 t/h
El condensado, junto con el agua desmineralizada de aporte al ciclo, es suministrado a 35 ºC (aproximadamente 140 t/h),
manteniéndose a 55 ºC en la entrada al
precalentador de caldera mediante la recirculación de condensado.
El condensado se precalienta hasta
91 ºC, temperatura a la que entra al desgasificador, el cual se encuentra a 1,2 bar
a, y 105 ºC. Por otro lado se suministra
vapor de baja presión al desgasificador, a
4,44 bar a, y 147 ºC (procedente de refinería). Del desgasificador aspiran las
bombas de agua de alimentación de alta
presión y media presión, entrando el
agua en caldera a 105 ºC para ambos niveles de presión.
El agua de aporte bombeada por las bombas de alta presión es calentada en la caldera por medio de dos economizadores,
previo a su ingreso en el calderín, para evitar diferencias térmicas acusadas entre la
temperatura del agua de aporte y la del
calderín y optimizar el rendimiento de la
instalación. El agua de aporte bombeada
por las bombas de media presión es conducida directamente, sin paso previo por
economizadores, hasta el calderín de media presión.
CALDERA DE RECUPERACIÓN
Si por falta de alguna de las corrientes de
condensado fuera necesario aumentar el
caudal de agua desmineralizada de aporte, entonces se by-pasaría el economizador. El caudal máximo total de agua de
aporte se ha fijado en 140 t/h, 70 t/h por
el economizador y 70 t/h por el by-pass.
La caldera de recuperación de calor produce vapor a las siguientes presiones temperaturas:
En el desgasificador, mediante una fuente
de calor externa, constituida por vapor de
baja presión del depósito flash y de la red
Los gases de combustión, a muy alta temperatura, se expanden a través de la turbina axial, produciendo un trabajo empleado
para mover el conjunto compresor-turbina
y el generador eléctrico, donde finalmente
se produce electricidad a 11 kV.
La refrigeración de la turbina de gas se
realiza a través del circuito de lubricación
de la misma. El calor absorbido por dicho
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de vapor de baja presión de refinería, se
produce la separación de los incondensables gaseosos (fundamentalmente O2 y ligeros), que pudieran estar presentes en
los condensados, para ser expulsados a la
atmósfera a través del venteo situado en
la parte superior del desgasificador.
La transmisión de calor para vaporización se
produce en la caldera a través de sus bancos de tubos, pasando por el interior de
ellos agua-vapor, y por el exterior los gases
de combustión. Para generar el vapor de
muy alta presión existen dos bancos de tubos o evaporadores y para sobrecalentar el
vapor de esta presión existen otros dos bancos de tubos o sobrecalentadores, con una
atemperación intermedia a través del atemperador, que evita que el vapor alcance
temperaturas incompatibles con el correcto
funcionamiento de la turbina de vapor. Para
generar vapor de 20 kg/cm2 g, existe un
único banco de tubos-evaporador.
La energía residual contenida en los gases
no aprovechada después de atravesar la
caldera se perderá finalmente al descargar
los gases a la atmósfera a través de una
chimenea de 40 m de altura a unos 112 ºC.
TURBINA DE VAPOR
La turbina de vapor funciona según el ciclo de Rankine con el vapor de muy alta
presión producido en la caldera de recuperación, tal y como se acaba de describir.
En la turbina de vapor está prevista una
extracción de vapor de alta presión, siendo el escape a contrapresión.
En la planta se ha instalado una turbina
de vapor Thermodyn- GE, cuya potencia
dependerá de la demanda de vapor de
alta presión de refinería, variando la ex-
tracción intermedia en turbina de vapor
(vapor de alta presión), con la consiguiente variación en la producción de
vapor de media presión (exhaustación
de la turbina de vapor).
La turbina de vapor tiene una extracción
de vapor a 44,5 kg/cm2 g, que es enviado
hasta la unidad de Aromax.
Cuando la turbina de vapor esté fuera de
servicio, es posible by-pasarla y laminar el
vapor directamente en válvula para obtener
vapor de 44,5 kg/cm2 g y de 20 kg/cm2 g.
Esto se lleva a cabo a través de un sistema
de desrecalentadores-despresurizadores
de vapor, que aseguran un suministro fiable de vapor a cualquier presión a la red
de servicios de la refinería.
El caudal de vapor de extracción de la primera rueda, se controla de forma que
pueda obtenerse, desde las 15 t/h previstas en operación normal, hasta el máximo
posible compatible con el funcionamiento
seguro de la turbina de vapor.
SISTEMA DE REFRIGERACIÓN
La refrigeración se realiza mediante cuatro
torres de refrigeración de la firma Esindus,
modelo VAP modular. Dicho modelo es una
torre en poliéster reforzado con fibra de vidrio, y con un acoplamiento directo entre el
motor y el ventilador, lo cual reduce las operaciones de mantenimiento al eliminar las
necesidades de engrase del reductor.
INSTALACIONES ELÉCTRICAS
Evacuación
La evacuación de energía eléctrica a la red
se realiza, mediante cable seco a una tensión de 220 kV, conectando con la posición de entrada en la subestación de la
central de ciclo combinado de Palos de la
Frontera, propiedad de REE. Existe capacidad disponible para servicios auxiliares de
5.000 kVA para este proyecto en la zona
de secundario de transformador.
Instalaciones eléctricas de media
tensión
El conjunto de instalaciones eléctricas de
media tensión de la planta de cogeneración consiste, principalmente, en un sistema de generación y un sistema de servicios auxiliares.
El sistema de generación está formado por
un alternador acoplado a la turbina de gas,
de características nominales 92.536 MVA,
3.000 rpm, y un alternador acoplado a la
turbina de vapor, de características nominales 12.188 MVA, 1.500 rpm, ambos refrigerados por aire/agua. La tensión de generación son 11 kV a 50 Hz. La potencia
generada es conducida hasta el transformador elevador a través de un sistema de
barras de fase aislada.
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rectificadores redundantes de 30 kVA
cada uno, y baterías para alimentar la carga durante dos horas. El sistema de alimentación ininterrumpida está formado
por dos SAIs redundantes, cada uno de
ellos de 60 kVA y formados por rectificador, inversor y baterías.
En cuanto al sistema de servicios auxiliares, está alimentado por un transformador
auxiliar 11/6 kV desde el sistema de generación. El transformador tiene una potencia nominal de 6 MVA y refrigeración
ONAN, y alimenta un cuadro a 6 kV, en el
que se encuentran las acometidas a los
dos transformadores media /baja tensión,
a una línea de apoyo procedente de la refinería, y a los motores de las bombas de
alimentación de alta presión.
Instalaciones eléctricas de baja tensión
El conjunto de instalaciones eléctricas de
baja tensión consiste, principalmente, en
un sistema de servicios auxiliares y un subsistema de servicios esenciales.
El sistema de servicios auxiliares está formado por un cuadro principal de baja tensión,
desde el cual se acomete a los cuadros secundarios de servicios diversos de baja tensión, a los sistemas de servicios esenciales y
a los motores de baja tensión. Este cuadro
principal está formado por dos semiembarrados, cada uno de ellos alimentado desde
uno de los transformadores secos 6/0,4 kV
de la planta.
En cuanto al sub-sistema de servicios esenciales, está formado por un sistema respaldado por un grupo electrógeno diesel, un
sistema de corriente continua, y un sistema
de alimentación ininterrumpida. El primero
de ellos, lo forman un embarrado trifásico y
un grupo electrógeno de 500 kVA de potencia.
El sistema de corriente continua está formado por un embarrado a 110 Vdc, dos
Emerson Network Power a través de Chloride Industrial Power ha suministrado los
sistemas de corriente continua a 110 V
para asegurar y garantizar la alimentación
ininterrumpida de los dispositivos y sistemas de la turbina para la planta, con una
capacidad de funcionamiento de 8.400
horas anuales. El alcance de este suministro incluye el diseño, acopio de materiales,
fabricación, pruebas en fábrica, suministro en planta, supervisión de montaje,
pruebas de funcionamiento, así como
toda la documentación técnica y de la calidad requerida para dicho suministro.
El alcance consiste en el suministro de un
sistema dual de corriente continua a 110
V, para el que se utilizan dos unidades rectificadoras trabajando en paralelo y que
alimentan de forma simultánea un embarrado único de distribución a cargas. Además, cada unidad se alimenta de fuentes
diferentes. Estos sistemas tienen la capacidad de alimentar la totalidad de los servicios definidos y son apoyados por un banco de baterías para garantizar una
autonomía de dos horas.
Las características del emplazamiento de
la central y por consiguiente el diseño de
los equipos está dimensionado para unas
condiciones ambientales de temperatura
máxima de operación de 43 ºC y mínima
de 1 ºC, además de una humedad media
de 79%. Los equipos han sido fabricados
conforme a la reglamentación NCSR-02 –
Norma de construcción sismorresistente,
con tratamiento anticorrosivo y para funcionamiento en ambiente salino.
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