UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERÍA INDUSTRIAL

PROYECTO FIN DE CARRERA

ANÁLISIS DE LA VIABILIDAD TÉCNICA-ECONÓMICA DE UNA PLANTA GEOTÉRMICA PARA LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD EN LATINOAMÉRICA

ALBERTO GALANTE MARCOS MADRID, junio de 2007

Autorizada la entrega del proyecto al alumno: Alberto Galante Marcos

EL DIRECTOR DEL PROYECTO Julio Montes Ponce de León Fdo:

Fecha:

Vº Bº del Coordinador de Proyectos José Ignacio Linares Hurtado

Fdo:

Fecha:

iii

“Desciende al cráter del Yocul de Sneffels que la sombra del Scartaris acaricia antes de las calendas de julio, audaz viajero, y llegarás al centro de la Tierra, como he llegado yo”.

- Viaje al Centro de la Tierra de Julio Verne -

iv

Agradecimientos

A D. Julio:

Por hacer de su labor de dirección un medio excelente de transmisión de valores y conocimiento, y por haberlos compartido conmigo desde el principio; por su tiempo y su entusiasmo hasta el final.

A D. Alfredo Mainieri:

Por la información facilitada sobre la central Miravalles y su disponibilidad a lo largo de todo el curso, contribuyendo así a la difusión de la geotermia y logrando que la distancia entre Costa Rica y España pareciera inexistente.

RESUMEN DEL PROYECTO

v

ANÁLISIS DE LA VIABILIDAD TÉCNICA-ECONÓMICA DE UNA PLANTA GEOTÉRMICA PARA LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD EN LATINOAMÉRICA Autor: Galante Marcos, Alberto Director: Montes Ponce de León, Julio. Entidad Colaboradora: ICAI - Universidad Pontificia Comillas

RESUMEN DEL PROYECTO En este proyecto se evalúa, tanto técnica como económicamente, la integración de una planta de ciclo binario en una central geotérmica para la generación de electricidad. La implantación de unidades de ciclo binario es una forma de aprovechar de forma eficiente y económica los recursos geotérmicos de baja-media entalpía y evitar el problema de depósito de calcita existente cuando la temperatura del fluido geotérmico es menor de 150 ºC. En este tipo de plantas, el fluido geotérmico se pasa como líquido comprimido a través de intercambiadores de calor y es desechado después por medio de pozos de inyección aún en fase líquida. Además, estos sistemas de generación de electricidad hacen posible utilizar fluidos geotérmicos impuros químicamente y aprovechar el calor de la salmuera de desecho de otras unidades antes de reinyectarla de nuevo al reservorio geotérmico. Sin embargo, las centrales de ciclo binario también presentan algunos inconvenientes que en ocasiones harán inviable su utilización, como los elevados costes de instalación y mantenimiento asociados. Otro aspecto a tener en cuenta es que los recursos geotérmicos en numerosas ocasiones se encuentran en entornos de gran valor paisajístico y biodiversidad. En esos casos, a la hora de seleccionar el fluido de trabajo adecuado será fundamental la consideración de fluidos que no sean tóxicos, no sean inflamables y presenten un bajo potencial de calentamiento global (GWP). Hoy en día las centrales de ciclo binario son el tipo de planta geotérmica más utilizado para generar electricidad. Existen 155 unidades de ciclo binario en operación, generando 274 MW de electricidad en 16 países. Sin embargo, a pesar de constituir el 33% de todas las unidades geotérmicas en operación en el mundo, las plantas de ciclo binario generan solamente el 3% del total de la energía eléctrica de origen geotérmico. El estudio de este proyecto se centra en la central Miravalles. El Campo Geotérmico Miravalles está ubicado en las faldas del Volcán Miravalles, en La Fortuna de Bagaces, Guanacaste, en Costa Rica. El complejo geotérmico Miravalles consta de cuatro plantas

RESUMEN DEL PROYECTO

vi

con una capacidad instalada total de 142,5 MW. La única de ellas del tipo de ciclo binario es la planta Miravalles V, objeto de estudio de este proyecto. Está compuesta por dos unidades binarias que entraron en funcionamiento en 2004 y generan desde entonces un total de 15,5 MW, colocando a Costa Rica en el tercer lugar en cuanto a potencia eléctrica generada con plantas geotérmicas de ciclo binario en el mundo. En esta planta el fluido de trabajo utilizado es el n-pentano. Al estar la central ubicada en una zona protegida debido a la riqueza de flora y fauna existente, y ser el npentano un fluido muy inflamable, se ha estudiado en este proyecto la viabilidad de utilizar un fluido de trabajo distinto para evitar así el alto riesgo de incendio ante una eventual fuga o fallo en la planta. Para poder proponer alguna modificación en la planta, primero hay que conocer adecuadamente los distintos componentes que la conforman y los procesos que en ellos tienen lugar. Para ello se ha modelado la planta utilizando el software EES (Engineering Equation Solver). Manteniendo como constantes la temperatura de entrada de la salmuera (por ser la de desecho de las otras unidades), y la potencia de salida de la turbina, se han probado dos fluidos de trabajo como alternativa al npentano: Amoníaco NH3 y refrigerante R-245fa. Los resultados con amoníaco no han podido considerarse válidos por dos motivos: 1.- Al no tener retroceso la curva de saturación del diagrama T-s, la expansión se hacía dentro de la campana, por lo que la turbina trabajaría con una mezcla bifásica que provoca mayor erosión y proporciona menor rendimiento. 2.- La temperatura de condensación a la presión de salida de la turbina queda por debajo de cero. Con ello, la refrigeración ya no se podría realizar con agua, y habría que rediseñar el sistema de refrigeración por completo. En cambio, los resultados obtenidos para el R-245fa sí arrojaron valores admisibles. Se presentan a continuación los parámetros principales para: n-pentano y R-245fa. n-pentano

R-245fa

W& MiravallesV [KW]

18.397

18.397

Tc [ºC]

136

110

15,48

17,11

58,15

145,8

629,8

558,9

η térmico m& fluidotrabajo m& Agua_ Re f

[%] [kg/s] [kg/s]

RESUMEN DEL PROYECTO

vii

El R-245fa tiene un potencial de calentamiento global bajo, y no se trata de un fluido tóxico, por lo que las pérdidas que se produzcan no suponen riesgo para el entorno ni los trabajadores. A las anteriores ventajas se añade una mejora termodinámica, ya que es posible obtener un rendimiento térmico mayor. Habrá que considerar que al ser menor la temperatura de salida de la salmuera trabajando con R-245fa, se debe controlar la temperatura del reservorio en el punto de reinyección, para comprobar que se mantiene por encima de los límites aconsejables. Además, el aumento del caudal del fluido de trabajo requerirá cambiar las bombas. Por tanto, dado que manteniendo la potencia de salida de las turbinas, son evidentes las ventajas en cuanto a las propiedades: termodinámicas, medioambientales, seguridad y salud, y son perfectamente subsanables los inconvenientes que presenta, el cambio de n-pentano como fluido de trabajo por el refrigerante R-245fa se considera una solución técnicamente viable. El objetivo del estudio económico es el de analizar la viabilidad económica de la planta geotérmica de ciclo binario Miravalles V. Para ello, se calculan los principales índices de rentabilidad, considerando una vida efectiva de la planta de 24 años. La inversión inicial para la construcción y puesta en marcha de la planta es de 22.700.000 $, financiado con un préstamo del BID, Banco Interamericano de Desarrollo. · El PR, período de retorno o recuperación de la inversión inicial, es de 7 años desde la puesta en funcionamiento de la central. · El TIR, medida de la rentabilidad relativa de un proyecto que representa el interés que el proyecto da a la inversión, es del 14,88 %. · Al final de la vida útil se han obtenido en total unos beneficios de 61.139.323 $, más de dos veces y media la inversión inicial. Por tanto, se demuestra que los ingresos generados por la venta de electricidad son suficientes como para sufragar los gastos de la planta y asumir la devolución del préstamo al BID. De todo ello se deduce que se trata de un proyecto viable y económicamente rentable. Se ha tenido la oportunidad de contar a lo largo de todo el proyecto con la colaboración del Dr. Alfredo Mainieri Protti, Director del Centro de Servicios de Recursos

Geotérmicos

del

Instituto

Costarricense

de

Electricidad.

Con

su

disponibilidad e información facilitada, ha cobrado más sentido aún enmarcar el proyecto en la central Miravalles, y ha hecho que éste haya podido hacerse desde un mejor conocimiento de la misma.

SUMMARY PROJECT

viii

TECHNICAL - ECONOMIC FEASIBILITY ANALYSIS OF GEOTHERMAL POWER PLANT BASED IN LATINOAMERICA

A

Author: Galante Marcos, Alberto Supervisor: Montes Ponce de León, Julio. Organization: ICAI - Universidad Pontificia Comillas

SUMMARY PROJECT In this project it is assessed, technological and economically, the installation of a binary cycle power plant. The utilization of binary cycle power plants is a manner of making efficient and economical use of low-medium enthalpy geothermal resources, and avoiding calcite scaling problem which occurs when the geothermal fluid temperature is below 150 ºC. In this kind of plants the geothermal fluid flows as compressed liquid across the heat exchangers and is later thrown out still in liquid phase by injection wells. Moreover, this system of electricity generation allows working with chemically impure geofluids, and using the heat of the waste brine of other units, before being placed again to the geothermal reservoir. However, binary cycle power plants have some problems that may make unfeasible its utilization, such as the high costs of the installation and maintenance. Another point to take into account is that geothermal resources are usually based in places with rich environmental landscape and biodiversity. In these cases, it is very important to take into account the possibility of using non toxic and non inflammable working fluids, and selecting if possible one with low Global Warming Potential (GWP). Nowadays, binary cycle power plants are the most numerous type of power plant used for electricity generation. There are 155 units working worldwide, amounting to a total of 274 MW in 16 countries. In spite of the fact that they represent the 33% of the total geothermal power plants worldwide, binary cycle power plants generate only the 3% of the total geothermoelectric energy. The analysis of this project is focused in Miravalles Power Plant. Miravalles Geothermal Field is based in the side of Miravalles Volcano, in La Fortuna de Bagaces, Guanacaste, in Costa Rica. Miravalles Power Station consists of four power plants with a total power of 142.5 MW. Only one of them, Miravalles V, is a binary cycle power plant, and it is the plant analysed in this project. It was added to the existing plants in 2004 as a way of

SUMMARY PROJECT

ix

increasing the output by 15.5 MWe, placing Costa Rica as the third world power generation with geothermal binary cycle. In this binary power plant, n-pentane is used as the working fluid. The plant is based in a protected zone, due to the importance of its flora and fauna species. As the n-pentane is a very inflammable fluid, it has been analyzed in this project the feasibility of using another sort of working fluid, in order to avoid the fire risk if a leak of fluid or a failure in the power plant takes place. It is necessary to know perfectly the different components and the processes that take place in the plant, in order of being able to decide what modifications could be considered. With this aim, the plant has been simulated using EES software (Engineering Equation Solver). The parameters considered as constant values have been the brine inlet temperature (which is the waste brine of the other units), and the net power of the unit. The results have been tested for two working fluids: Ammonia NH3 and refrigerant R-245fa. The results for the ammonia as working fluid could not be assumed as valids, because of two main reasons: 1. - The T-s diagram for ammonia is not a retrograde saturated vapor curve. The process along the turbine is not as superheated vapor. The turbine would work with a two-phase fluid which produces more erosion and lower efficiency. 2. - The condensation temperature for the outlet pressure in the turbine is below 0 ºC. This makes not possible the use of natural water as a source of refrigeration, and the refrigeration process unfeasible. The

results

for

the

R-245fa

can

be

considered

as

The principal parameters for the n-pentane and R-245fa are shown below. n-pentane

R-245fa

W& MiravallesV [KW]

18.397

18.397

Tc [ºC]

136

110

15,48

17,11

58,15

145,8

629,8

558,9

η thermal m& working . fluid

[%] [kg/s]

m& Re f .Water [kg/s]

feasible.

SUMMARY PROJECT

x

Refrigerant R-245fa has a low Global Warming Potential, and it is a non toxic fluid. This means that losses in the circuit would not be considered as a risk for the environment or the health of the workers. Moreover, it has a thermodynamic improvement, because it is possible to achieve a better thermal efficiency with this fluid. Due to the lower outlet brine temperature, it would be necessary to check that the temperature of the geothermal reservoir at the injection point is above desired limits. In addition, since the flow rate of the working fluid is higher, it would be necessary to change the feed pumps. To conclude, due that it is possible to maintain the net output of the turbine and there is evidence in the advantages of the thermodynamic, environmental, security and health properties, and the disadvantages are easily overcome, the change from npentane as working fluid to R-245fa is considered as a technically feasible solution. It has been also analyzed the economic feasibility of the Miravalles Binary Cycle Power Plant. The calculation of the main profitability rates has been made for a usefullife of 24 years. The initial inversion for the construction and start of the power plant amounted to $22,700,000. It was financed with a BID (Banco Interamiericano de Desarrollo) loan. · The RP, return period of the initial inversion is 7 years since the start of the power plant. · The TIR, internal rate of return, amounts to 14.88%. · At the end of the useful-life of the power plant, a profit of $61,139,323 would be achieved. All these factors demonstrate that the incomes for the sale of the electricity are high enough as to defray the costs of the power plant installation and maintenance, and return the loan to the BID. The project is considered as economically feasible.

It has been possible to have since the first day the collaboration of Dr. Alfredo Mainieri Protti, Director of the Centre of Services and Geothermal Resources of the Costarrican Institute of Electricity. With his disponibility and the information provided, made more sense the decision of focusing the project in Miravalles Power Plant, and has allowed analyzing it from a close point of view.

Índice

xi

Índice 1 ASPECTOS FUNDAMENTALES DE LA GEOTERMIA............................................................ 2

1.1 Introducción ........................................................................................................ 2 1.2 La Tierra como máquina térmica ..................................................................... 3 1.3 Tipos de recursos geotérmicos ......................................................................... 6 1.3.1

Clasificación según la entalpía

7

1.4 Historia de la geotermia de alta entalpía en el mundo................................. 8 1.4.1

Relación de la geotermia con el volcanismo

11

1.4.2

Historia a nivel de Centroamérica y el Caribe

18

1.5 Situación en Costa Rica.................................................................................... 19 1.5.1

Miravalles y el Proyecto Fin de Carrera

22

2 GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD .......................................................................................... 24

2.1 Explotación de los recursos geotérmicos ...................................................... 24 2.2 Centrales de Vapor Seco.................................................................................. 25 2.2.1

Sistema de Conversión de Energía y Termodinámica del proceso

27

2.3 Centrales de Vaporización Súbita (Flash-Steam)......................................... 28 2.3.1

Pérdida de presión

31

2.3.2

Sistemas de conversión de Energía y Termodinámica del proceso

33

2.4 Centrales de Ciclo Binario............................................................................... 35 2.4.1

Ciclo de Rankine

37

2.4.1.1

Rendimiento térmico del ciclo de Rankine .......................................................................... 38

2.4.1.2

Trabajo de la bomba en el ciclo de Rankine......................................................................... 40

2.4.1.3

Elevación del rendimiento térmico del ciclo de Rankine, η tR ......................................... 42

2.4.1.4

Elevación de η tR con el aumento de la temperatura de entrada en la turbina.............. 42

2.4.1.5

Elevación de η tR con el aumento de la presión de entrada en la turbina ...................... 43

2.4.1.6

Elevación de η tR con la disminución de la presión de salida de la turbina................... 44

2.4.2

Sistemas Binarios Básicos

45

2.4.3

Turbina

47

2.4.4

Condensador

48

2.4.5

Bomba de condensado

49

2.4.6

Intercambiadores de calor: precalentador y evaporador

49

2.4.7

Análisis global del ciclo

52

2.5 Selección del Fluido de Trabajo...................................................................... 52 2.5.1

Propiedades termodinámicas

53

2.5.2

Consideraciones de seguridad, salud e impacto ambiental

54

Índice

xii

3 ASPECTOS AMBIENTALES DE LA GEOTERMIA.................................................................. 56

3.1 Fuentes de contaminación............................................................................... 57 3.2 Recursos de la tierra......................................................................................... 59 3.3 Recursos Hídricos............................................................................................. 60 3.3.1

Reinyección del fluido-vapor y gases no condensables

60

3.3.2

Depósito de CaCO3 en fracturas

61

3.3.3

Acidez del fluido del yacimiento geotérmico

63

3.4 Recursos del aire............................................................................................... 63 4 COMPLEJO GEOTÉRMICO MIRAVALLES.............................................................................. 67

4.1 Explotación de los recursos geotérmicos ...................................................... 67 4.1.1

Unidad I

70

4.1.2

Unidad II

71

4.1.3

Unidad III. Construir, Operar y Transferir (BOT)

72

4.1.4

Unidad V

73

4.2 Opciones de diseño: Unidad V....................................................................... 74 4.3 Descripción de la Unidad V............................................................................ 75 4.4 Estudio de Viabilidad Técnica........................................................................ 80 4.4.1

Cambio del Fluido de Trabajo. Justificación.

80

4.4.2

Metodología

81

4.4.3

Fluido: n-pentano

82

4.4.4

Fluido: R-245fa

90

4.4.5

Comparación de ambos fluidos. Conclusiones.

97

5 ESTUDIO ECONÓMICO ............................................................................................................. 100

5.1 Introducción .................................................................................................... 100 5.2 Ingresos ............................................................................................................ 102 5.3 Gastos ............................................................................................................... 105 5.3.1

Inversión inicial

105

5.3.2

Gastos de mantenimiento y operación de la planta

106

5.3.2.1

Inflación interanual............................................................................................................... 108

5.3.3

Cuotas de devolución del préstamo al BID

109

5.3.4

Impuestos

111

5.4 Análisis de Rentabilidad ............................................................................... 112 5.4.1

Índices de rentabilidad

115

5.4.1.1

Valor Actual Neto (VAN) .................................................................................................... 115

5.4.1.2

Período de Retorno (PR)....................................................................................................... 115

Índice

xiii

5.4.1.3

Tasa Interna de Rentabilidad (TIR)..................................................................................... 116

5.5 Conclusiones ................................................................................................... 117 6 BIBLIOGRAFÍA.............................................................................................................................. 119 A PROPIEDADES TERMOFÍSICAS DEL REFRIGERANTE R-245FA.................................... 123 B MODELADO DE LA PLANTA EN EES. FLUIDO: N-PENTANO........................................ 125 C MODELADO DE LA PLANTA EN EES. FLUIDO: R-245FA. ................................................ 128

Índice de Figuras

xiv

Índice de Figuras Figura 1. Temperatura de la Tierra según la profundidad. (GEO_00)............................................... 3 Figura 2. Procesos de flujo de calor hacia la superficie. (DICK04). ................................................... 4 Figura 3. Gradiente geotérmico típico y en zona geotermal. Equivalencia: 1 Ft =0.3048 m. (GEO_00). ........................................................................................................................................ 5 Figura 4. La “laguna cubierta” utilizada en la primera mitad del siglo XIX en el área de Larderello, Italia para colectar las aguas calientes boratadas y extraer el ácido bórico. (DICK04).......................................................................................................................................... 8 Figura 5. Primera central eléctrica geotérmica, 1904, Larderello, Italia. (GEO_00).......................... 9 Figura 6. La primera central eléctrica geotérmica de EEUU se construyó en The Geysers, California. Actualmente es el campo geotérmico en activo más grande del mundo, con 20 plantas. (GEO_00). .................................................................................................................. 11 Figura 7. Modelo del campo geotérmico Las Pailas. (MAIN05). ...................................................... 13 Figura 8. Temperatura dinámica de los pozos de las Pailas. (MAIN05).......................................... 14 Figura 9. Los volcanes y las áreas geotermales más importantes se ubican alrededor de los márgenes de placas. (GEO_00)................................................................................................... 15 Figura 10. Centrales geotérmicas para generación de electricidad en el mundo. (GEO_00). ....... 15 Figura 11. Zonas geotérmicas de alta temperatura en Costa Rica. (MAIN05)................................ 19 Figura 12. Planta geotérmica de producción de electricidad. (GEO_00). ........................................ 24 Figura 13. Central geotérmica de generación de electricidad del tipo Vapor Seco. (RYAN05).... 26 Figura 14. Esquema simplificado de una planta de vapor seco........................................................ 27 Figura 15. Diagrama Temperatura-Entropía para una planta de vapor seco. (DIPI78)................. 27 Figura 16. Separador ciclónico. (BREN01). .......................................................................................... 29 Figura 17. Casa de máquinas. (BREN01).............................................................................................. 30 Figura 18. Central geotérmica de generación de electricidad del tipo Flash Steam. (RYAN05) .. 31 Figura 19. Esquema simplificado de una central de vaporización súbita. ...................................... 33 Figura 20. Central geotérmica de generación de electricidad de ciclo binario. (RYAN05) ........... 35 Figura 21. Esquema de instalación para realizar un ciclo de trabajo de Rankine........................... 37 Figura 22. Ciclo de Rankine con vapor sobrecalentado. (MATA98). ............................................... 38 Figura 23. Ciclo de Rankine despreciando el trabajo de la bomba de alimentación. (MATA98) . 41 Figura 24. Ciclos de Rankine con distinta temperatura de entrada a la turbina. (MATA98). ...... 42 Figura 25. Ciclos de Rankine con distinta presión de entrada a la turbina. (MATA98). ............... 43 Figura 26. Esquema simplificado de una planta geotérmica de ciclo binario................................. 46 Figura 27. Diagrama P-h de un fluido de trabajo típico en ciclo binario. ........................................ 47 Figura 28. Turbina y generador del ciclo binario................................................................................ 47 Figura 29. Turbina y generador del ciclo binario................................................................................ 48

Aspectos fundamentales de la Geotermia

xv

Figura 30. Bomba de condensado en el ciclo binario.......................................................................... 49 Figura 31. Precalentador y Evaporador del ciclo binario................................................................... 50 Figura 32. Diagrama Temperatura-Transferencia de calor para el precalentador y el evaporador. (DIPI05). .................................................................................................................. 51 Figura 33. Plantas geotérmicas en una plantación de maíz de Filipinas, en los Lagos Mammoth de California, en el Desierto Mojave de California y en un bosque tropical, en Mt. Apo, Filipinas. (GEO_00). .............................................................................................. 56 Figura 34. Depósito de calcita, CaCO3, en el revestimiento de una tubería. (MAIN05). .............. 61 Figura 35. Sistema de inhibición de CaCO3. (MAIN05). ................................................................... 62 Figura 36. Campo Geotérmico Miravalles. (MOYA05). ..................................................................... 67 Figura 37. Campo Geotérmico Miravalles. (MOYA05). ..................................................................... 68 Figura 38. Unidad I de la planta Miravalles (BREN01)...................................................................... 71 Figura 39. Separadores ciclónicos y pozos de inyección en caliente en el Campo Geotérmico Miravalles. (MOYA05). ............................................................................................................... 73 Figura 40. Planta geotérmica de ciclo binario para la generación de electricidad. (www.grupoice.com)................................................................................................................... 75 Figura 41. Esquema de la Unidad Miravalles V. (MOYA05). ........................................................... 76 Figura 42. Módulos de la Unidad Miravalles V. ( MOYA05)........................................................... 77 Figura 43. Módulos de la Unidad Miravalles V. (MOYA05)............................................................. 77 Figura 44.Transporte del fluido geotérmico en la Unidad Miravalles V. (MOYA05).................. 78 Figura 45.Transporte del fluido geotérmico en el módulo OEC-1 de Miravalles V. (MOYA05). 78 Figura 46.Transporte del fluido geotérmico en el módulo OEC-2 de Miravalles V (MOYA05). . 79 Figura 47.Una de las dos unidades que forman la Unidad Miravalles V. (DIPI05). ...................... 82 Figura 48.Diagrama T-s del ciclo con n-pentano como fluido de trabajo. Software: EES. ............ 88 Figura 49.Diagrama P-h del ciclo con n-pentano como fluido de trabajo. Software: EES............. 89 Figura 50.Una de las dos unidades que forman la Unidad Miravalles V. (DIPI05). ...................... 90 Figura 51.Diagrama T-s del ciclo con R-245fa como fluido de trabajo. Software: EES. ................. 95 Figura 52.Diagrama P-h del ciclo con R-245fa como fluido de trabajo. Software: EES.................. 96 Figura 53. Variación anual del precio de venta del Kwh. (Elaboración propia a partir de datos de CEPAL, 2004). ............................................................................................................. 104 Figura 54. Saldo neto a lo largo de los 24 años de vida útil del proyecto...................................... 116

Índice de Tablas

xvi

Índice de Tablas Tabla 1. Clasificación de recursos geotérmicos, en º C......................................................................... 7 Tabla 2. Capacidad de generación eléctrica geotermal instalada en el mundo de

1995

(Huttrer) a 2004 (R. DiPippo). .................................................................................................... 17 Tabla 3. Propiedades termodinámicas de algunos fluidos de trabajo para plantas binarias. (DIPI05).......................................................................................................................................... 53 Tabla 4. Propiedades medioambientales, seguridad y salud de algunos fluidos de trabajo para plantas binarias. (DIPI05)................................................................................................... 54 Tabla 5. Probabilidad y gravedad del impacto potencial sobre el ambiente de los proyectos de uso directo. (LUNI91)............................................................................................................. 58 Tabla 6. Características de los pozos geotérmicos. (BREN01)........................................................... 69 Tabla 7.Datos de generación de las unidades del complejo Miravalles. (BREN01) ....................... 70 Tabla 8. Propiedades termodinámicas de algunos fluidos de trabajo para plantas binarias. (DIPI05).......................................................................................................................................... 81 Tabla 9. Propiedades termodinámicas en cada punto del ciclo de Rankine, n-pentano. .............. 87 Tabla 10. Propiedades termodinámicas en cada punto del ciclo de Rankine, R-245fa. ................. 94 Tabla 11. Datos de consumo de electricidad en el año 2004, para los diversos sectores. (CEPAL, 2004)............................................................................................................................. 102 Tabla 12. Datos de consumo de electricidad en el año 2000, para los diversos sectores. (CEPAL, 2004)............................................................................................................................. 103 Tabla 13. Datos de consumo de electricidad en el año 2001, para los diversos sectores. (CEPAL, 2004)............................................................................................................................. 103 Tabla 14. Datos de consumo de electricidad en el año 2002, para los diversos sectores. (CEPAL, 2004)............................................................................................................................. 103 Tabla 15. Datos de consumo de electricidad en el año 2003, para los diversos sectores. (CEPAL, 2004)............................................................................................................................. 104 Tabla 16. Variación anual del precio de venta del Kwh. (Elaboración propia a partir de datos de CEPAL, 2004)......................................................................................................................... 104 Tabla 17. Características de las componentes del equipo instalado en la unidad Miravalles V. 105 Tabla 18. Gastos por operación y mantenimiento de la planta de generación. ............................ 106 Tabla 19. Gastos por operación y mantenimiento del sistema de transporte de la salmuera..... 107 Tabla 20. Gastos por operación y mantenimiento del sistema de reinyección en caliente.......... 107 Tabla 21. Inflación interanual a mes de Diciembre, de 2000 a 2006. (www.inec.co.cr)................ 108 Tabla 22. Inflación meses Enero a Abril, año 2007. (www.inec.co.cr)............................................ 108 Tabla

23.

Términos

y

condiciones

principales

de

los

préstamos

del

BID

(http://www.iadb.org)............................................................................................................. 110

Índice de Tablas

xvii

Tabla 24. Desglose de Gastos de la planta Miravalles V para el primer año de funcionamiento........................................................................................................................... 112 Tabla 25. Desglose de Datos de Producción de la planta Miravalles V para el primer año de funcionamiento........................................................................................................................... 113 Tabla 26. Incrementos interanuales: Inflación y Aumento precio electricidad (%)...................... 113 Tabla 27. Cálculos de Gastos e Ingresos de la planta Miravalles V durante una vida útil de 24 años. ............................................................................................................................................. 114

1 Aspectos fundamentales de la Geotermia

1 Aspectos fundamentales de la Geotermia

1

1.1

2

Aspectos fundamentales de la Geotermia

Introducción La aplicación de la tecnología en áreas vitales para el desarrollo del bienestar

socioeconómico de muchos países, demanda un aumento en la producción de energía eléctrica al menor costo posible. Y a la hora de satisfacer dicha demanda, se debe lograr una conciliación entre las necesidades de los ciudadanos y el medio ecológico que administran. Al analizar las posibilidades con las que se cuenta hoy en día para hacer que esto sea posible, aparecen las fuentes de energía alternativa, cada vez más diversas y con tecnología mejor desarrollada, como apoyo o incluso alternativa a los combustibles fósiles. Y de entre todas ellas, una tecnología con una gran posibilidad de explotación, y en muchas ocasiones, gran desconocimiento: la geotermia. Esta forma de aprovechamiento de energía conlleva unos aspectos técnicos, económicos y ambientales asociados a su uso, que se deben conocer en profundidad para poder explotarla de una forma eficiente y responsable. El objetivo de este proyecto es hacer un estudio de dichos aspectos y comprobar el estado del arte a lo largo de la historia en distintas partes del mundo. El estudio quedará completado al analizar adecuadamente la viabilidad técnica y económica de una planta geotérmica de producción de electricidad en Latinoamérica. El proyecto se enmarcará en la central Miravalles de Costa Rica.

1 Aspectos fundamentales de la Geotermia

1.2

3

La Tierra como máquina térmica El calor es una forma de energía y se conoce como energía geotérmica al calor natural

contenido en el interior de la Tierra. Aquella porción del calor de la Tierra que puede o podría ser recuperado y explotado por el hombre, a menudo recibe el nombre de recurso

geotérmico,

y

en

ese

sentido

se

va

a

utilizar

dicho

término.

La temperatura de la Tierra no es constante y aumenta con la profundidad, desde la superficie hasta el núcleo, donde alcanza temperaturas cercanas a los 7000 ºC.

Figura 1. Temperatura de la Tierra según la profundidad. (GEO_00).

El aumento de temperatura con la profundidad, así como los volcanes, fumarolas (sólo vapor), géiseres (agua caliente y vapor) y fuentes termales (sólo agua caliente) constituyen la expresión visible del calor del interior de la Tierra. Estos fenómenos y otros menos visibles para el hombre provocados también por el calor terrestre son de tal magnitud, que la Tierra ha sido comparada por muchos autores con una inmensa “máquina térmica”.

1 Aspectos fundamentales de la Geotermia

4

Este calor es una forma de energía generada por procesos geológicos a nivel de todo el planeta, y hoy en día se explica sobretodo debido a tres hipótesis: la primera, la transformación en calor de la energía cinética de las partículas que se fueron acumulando cuando se creó la Tierra, hace unos 4.600 millones de años; la segunda, el proceso exotérmico de desintegración radiactiva de isótopos de larga vida, principalmente torio Th-232, uranio U-238 y potasio K-40; la tercera, las altas temperaturas y presiones alcanzadas por la fricción provocada por los movimientos tectónicos. El calor es transferido a través de la Tierra principalmente por convección, conllevando este fenómeno el movimiento de material por procesos de deslizamiento en zonas de sólidos calientes deformables. Esta es una forma muy eficiente de transporte de calor, y provoca variaciones de temperatura bastante pequeñas a lo largo de la profundidad de la capa convectiva. Pero cerca de la superficie, a lo largo de los primeros 100 Km. de la corteza terrestre, el material tiene una temperatura bastante más baja, por lo que es demasiado compacto como para que haya convección. En esa zona el calor es transferido por conducción y hay incrementos de temperatura mucho mayores con la profundidad.

Figura 2. Procesos de flujo de calor hacia la superficie. (DICK04).

1 Aspectos fundamentales de la Geotermia

5

El incremento de la temperatura con la profundidad en la corteza terrestre recibe el nombre de gradiente geotérmico. A profundidades accesibles mediante perforaciones con tecnología moderna, esto es, sobre 10.000 metros, el gradiente geotérmico promedio es alrededor de 25 a 30 ºC/km. Por ejemplo, a temperatura ambiente media anual de 15ºC se puede asumir razonablemente una temperatura de 65 a 75ºC a 2000 metros de profundidad y de 90 a 105ºC a profundidades de 3000 metros. Sin embargo, hay regiones de la Tierra, generalmente asociadas a volcanes, en las cuales el gradiente geotérmico es muy diferente al valor promedio.

Figura 3. Gradiente geotérmico típico y en zona geotermal. Equivalencia: 1 Ft =0.3048 m. (GEO_00).

1 Aspectos fundamentales de la Geotermia

1.3

6

Tipos de recursos geotérmicos La clasificación de los distintos tipos de recursos geotérmicos se puede hacer

atendiendo a diferentes criterios. Frecuentemente se distingue entre sistemas geotérmicos de agua o líquido dominante y sistemas geotérmicos de vapor dominante (o vapor seco) (White, 1973). En los sistemas de agua dominante, la fase de fluidos controlada por la presión es agua líquida, aunque puede contener algo de vapor en forma de burbujas. La temperatura de estos sistemas geotérmicos puede variar de 225 ºC, y son los de mayor distribución en el mundo. Dependiendo de las condiciones de presión y temperatura, estos sistemas pueden producir agua caliente, mezclas de agua y vapor, vapor húmedo y en algunos casos, vapor seco. En los sistemas de vapor dominante normalmente coexisten agua líquida y vapor en el reservorio, con la fase vapor controlada por la presión. Los sistemas geotérmicos de este tipo son bastante escasos, y los más conocidos son Larderello en Italia y The Geysers en California. Otra división de los sistemas geotérmicos se basa en el estado de equilibrio del reservorio (Nicholson, 1993), que considera la circulación de los fluidos del reservorio y el mecanismo de transferencia de calor. Según este criterio, se pueden encontrar: sistemas

estáticos,

sistemas

dinámicos

y

sistemas

geopresurizados.

En los sistemas estáticos hay una mínima o nula recarga al reservorio y el calor es solo transferido por conducción. En los sistemas dinámicos el reservorio se recarga con agua continuamente. El agua es calentada y descargada entonces desde el reservorio a la superficie o en formaciones permeables en sub-superficie. En este sistema, el calor se transfiere por convección y circulación de fluido. Los sistemas geopresurizados consisten en rocas sedimentarias permeables, intercaladas en estratos impermeables; el agua presurizada permaneció entrampada desde el instante en que se depositaron los sedimentos. La presión del agua caliente es cercana a la presión litostática, esto es, la presión de una capa del interior de la Tierra debido a las rocas suprayacentes. Los reservorios geopresurizados se encuentran habitualmente en grandes cuencas sedimentarias, a profundidades de 3 a 7 km., y aunque han sido intensamente investigados, aún no han sido industrialmente explotados.

1 Aspectos fundamentales de la Geotermia

1.3.1

7

Clasificación según la entalpía

El criterio más común para clasificar los recursos geotérmicos es el basado en la entalpía de los fluidos geotermales, que actúan como medio de transporte del calor desde las rocas calientes en profundidad hasta la superficie. El concepto de entalpía hace referencia al calor termodinámico total o energía térmica contenido en dichos fluidos. Así, los recursos geotérmicos se dividen en: baja, media y alta entalpía. Al no existir un método estándar de clasificación y terminología, se deben indicar los valores y rangos de temperatura en cada caso. En la tabla 1 se muestran las clasificaciones propuestas por varios autores.

Recursos de

Muffler and

Hochstein

Benderitter and

Nicholson

Axelsson and

Cataldi (1978)

(1990)

Cormy (1990)

(1993)

Gunnlaugsson (2000)

< 90

< 125

< 100

≤ 150

≤ 190

90-150

125-225

100-200

-

-

> 150

> 225

> 200

>150

>190

baja entalpía Recursos de media entalpía Recursos de alta entalpía Tabla 1. Clasificación de recursos geotérmicos, en º C.

Para unificar criterios, en este proyecto se va considerar la siguiente clasificación: Baja entalpía 200 ºC. A través de la historia universal la energía geotérmica se ha explotado en tres grandes áreas, atendiendo a la clasificación según la temperatura (o entalpía). Los recursos geotérmicos de baja entalpía generalmente se han utilizado en países con inviernos muy crudos, como medio de calefacción doméstica o invernadero. Este tipo de utilización de la geotermia ha sido motivo de migraciones a lo largo de la historia de la humanidad muchas veces debido a sus aplicaciones médicas. El segundo caso, recursos de media entalpía, también se usa como fuente de calefacción, pero más orientado hacia el tipo industrial. Y en el caso de la geotermia de alta entalpía, se utiliza para la producción de energía eléctrica.

1 Aspectos fundamentales de la Geotermia

1.4

8

Historia de la geotermia de alta entalpía en el mundo Los manantiales calientes han sido usados desde la antigüedad con propósitos

terapéuticos y recreativos. Los griegos y los romanos dejaron numerosos ejemplos de su aplicación en la calefacción urbana y en las tradicionales termas o baños públicos. La geotermia, como forma de aprovechamiento de energía nace en el siglo XVIII en Italia. F.U. Hoefer, director de la farmacia del Ducado de Toscana, descubrió la presencia de ácido bórico en los condensados del vapor geotérmico que se desprendía naturalmente de los clásicos “soffioni”, manifestaciones endógenas de vapor, de la vecina región de Monterotondo. En 1818, Francisco Larderel comenzó la extracción del ácido bórico en una pequeña factoría que obtenía el ácido bórico mediante evaporación de las aguas en calderas de hierro, usando como combustible la madera de los bosques de los alrededores. Años después, en 1827, se comenzó a utilizar el calor de los fluidos termales para evaporar el agua bórica, en vez de quemar la madera de los bosques que rápidamente estaban desapareciendo.

Figura 4. La “laguna cubierta” utilizada en la primera mitad del siglo XIX en el área de Larderello, Italia para colectar las aguas calientes boratadas y extraer el ácido bórico. (DICK04).

El paso siguiente fue perforar el terreno, una decena de metros, para recuperar directamente el vapor endógeno. El incremento de la producción dio lugar a que en el año 1835 fuesen ya numerosas las factorías existentes en la zona, tales como las de

1 Aspectos fundamentales de la Geotermia

9

Castelnuovo, Sasso, Serrazano y otras, donde hoy existen grandes centrales eléctricas geotérmicas. Ya a principios del siglo XX se había desarrollado en la zona una activa industria química de amoníacos y derivados bóricos. Actualmente la población principal se denomina Larderello en homenaje a su fundador. En 1904, el príncipe Piero Ginori Conti impulsó la construcción de la primera central eléctrica geotérmica de 250 kW, en Larderello, la cual entró en funcionamiento en 1913. Las experiencias continuaron y en 1940 se instalaron 25 MW. A fines de la Segunda Guerra Mundial las tropas alemanas destruyeron por completo la central, los pozos y las cañerías durante la retirada. En la actualidad la potencia instalada es de 390 MW en Larderello y 483 MW de vapor seco en la región de Toscana.

Figura 5. Primera central eléctrica geotérmica, 1904, Larderello, Italia. (GEO_00).

Durante el quinquenio 1925-1930, los Estados Unidos, siguieron el ejemplo de Italia y, en la zona de The Geysers de California (donde se había descubierto vapor en un pozo de poca profundidad), se instaló una pequeña máquina de vapor. Conectada a una dinamo, produjo electricidad para un pequeño establecimiento termal. En la década de 1960 se construyó el mayor conjunto de centrales geotermoeléctricas de

1 Aspectos fundamentales de la Geotermia

10

vapor seco del mundo, con una potencia de 1792 MW y un potencial probable de 2000 MW. Actualmente hay 20 plantas funcionando en The Geysers. El agua residual de las ciudades cercanas es inyectada en el campo geotérmico, consiguiendo así una eliminación no dañina para el medio ambiente y proporcionando a su vez más vapor a las centrales eléctricas. El servicio vulcanológico de las Indias Holandesas, hoy Indonesia, comenzó en 1926 un programa de investigación geotérmica en la isla de Java. Para ello perforó una serie de pozos de varias decenas de metros en la zona de Kawah Kamojang. En 1978 el gobierno de Indonesia inició la explotación del campo geotérmico a través de una central inicial de 0.25 MW y construyó una segunda central de 30 MW de vapor seco en 1982. Tanto Nueva Zelanda como México iniciaron la producción de energía geotérmica en 1958. Durante los años ‘70 y ‘80 varios países de América Central se incorporaron a la producción de electricidad geotérmica. Nicaragua y El Salvador, por ejemplo, lograron un balance energético positivo ya que cubren una parte importante de la demanda energética. El caso más espectacular y reciente es el de las Islas Filipinas. La Union Oil Company of California, junto con Energía Eléctrica de Filipinas, consiguieron que un país que en 1976 no producía electricidad geotérmica, tenga en la actualidad y con sólo dos años de investigación, una potencia instalada de 1931 MW. Esta cifra coloca a las Filipinas como el segundo país productor de electricidad geotérmica del mundo, después de los Estados Unidos. En 1980 la generación de energía eléctrica por medio de la utilización de plantas geotérmicas a nivel mundial fue de 2.110 MW, la cual se incrementó en un 126 % en un período de 5 años, es decir, para 1985 se generaban 4.766 MW. Cinco años más tarde, en 1990 este porcentaje de crecimiento cayó a un 23 %, para una generación total de 5.847 MW, de los cuales casi la mitad estaban instalados en Estados Unidos y alrededor del 12 % en México. A pesar de que estos dos últimos países fueron los más grandes productores de geotermoelectricidad, ese tipo de generación representó un porcentaje muy bajo en relación con sus producciones totales de electricidad. Las Filipinas, El Salvador y Kenia, son los únicos países para los cuales la electricidad generada a partir de geotermia les representó más del 10 % de su generación total para estas fechas.

1 Aspectos fundamentales de la Geotermia

11

El campo geotérmico más grande del mundo sigue siendo “The Geysers” en el norte del Estado de California, Estados Unidos, (condados de Sonoma y Lake, comunidad de Santa Rosa), con 56 km2 de campo geotérmico y 20 unidades de generación eléctrica.

Figura 6. La primera central eléctrica geotérmica de EEUU se construyó en The Geysers, California. Actualmente es el campo geotérmico en activo más grande del mundo, con 20 plantas. (GEO_00).

1.4.1

Relación de la geotermia con el volcanismo

Casi todos los campos hidrotérmicos que son actualmente objeto de estudio con miras a un desarrollo a gran escala, ya sea para la producción de energía eléctrica o para otras aplicaciones industriales del calor, aparecen generalmente asociados con el volcanismo, si bien no siempre la conexión es directa ni obvia. En nueva Zelanda e Islandia, el agua caliente y el vapor se producen a partir de depósitos de rocas eruptivas y de restos volcánicos, aunque los campos hidrotérmicos no se encuentran en las proximidades inmediatas de volcanes activos. En Italia y California, los pozos en

1 Aspectos fundamentales de la Geotermia

12

producción no han atravesado ninguna formación volcánica, pero se encuentran rocas volcánicas en un radio de pocos kilómetros. El calor proviene usualmente de un cuerpo de magma (roca parcialmente fundida) que no tiene por qué encontrarse centrado directamente debajo de un campo geotérmico. Un dato que puede sorprender es que la mayor parte del magma que se encuentra debajo de un volcán no hace erupción, sino que alcanza un nivel de flotabilidad neutra en el cual su densidad es la misma que la de las rocas que lo rodean. Hay dos factores que provocan que el magma emergente se detenga: el primero, que la presión de las rocas que se encuentran por encima del magma se reduce según éste asciende; esto provoca la separación de magma líquido de sus gases disueltos, incrementándose la densidad del magma restante; el segundo, que las rocas menos profundas son inherentemente menos densas que las rocas a profundidades mayores, normalmente porque están menos comprimidas. Así, mientras que las erupciones volcánicas están provocadas por presiones de gas excepcionalmente altas, muchos magmas forman intrusiones que cristalizan a profundidades de 1 a 5 km. Muchos de los lugares geotérmicos más avanzados del mundo están localizados en extintas áreas volcánicas. Afortunadamente para la explotación geotermal, debido a que las rocas son un buen aislante, las intrusiones magmáticas tardan decenas de millones de años en volver a enfriarse de nuevo a las condiciones ambientales. En la Figura 7, se puede observar el modelo del campo geotérmico Las Pailas, en Costa Rica. Representa un modelo de un típico sistema geotermal volcánico. En dicho campo, el agua meteórica percola profundamente en la superestructura volcánica, donde es calentada por un cuerpo de magma que pierde

sus gases disueltos al

emerger, y forma una intrusión. El fluido acuoso caliente asciende y alcanza el punto en el cual el agua hierve y forma vapor, produciendo una zona bifásica de agua y vapor. El gradiente hidráulico causa que el fluido geotermal transcurra a través de alguna roca permeable en el flanco del volcán, y aquí se accede a los fluidos mediante perforación.

1 Aspectos fundamentales de la Geotermia

13

Figura 7. Modelo del campo geotérmico Las Pailas. (MAIN05).

La naturaleza del recurso depende de las condiciones locales de presión y temperatura (P-T) en el acuífero, y eso determina la tecnología de extracción y la rentabilidad de la localización. En la Figura 8 se puede observar cómo el gradiente de temperatura aumenta con la profundidad, tal y como se ha explicado anteriormente, y se comprueba con datos reales la profundidad óptima de extracción.

1 Aspectos fundamentales de la Geotermia

14

Figura 8. Temperatura dinámica de los pozos de las Pailas. (MAIN05).

En la actualidad, la única regla general que puede deducirse de los datos limitados de que disponemos, es que los campos hidrotérmicos parecen estar asociados a rocas de la serie volcánica ácida. Puede observarse a este respecto, que los grandes volcanes hawaianos del Pacífico central, que son predominantemente básicos, apenas si tienen manantiales calientes, a pesar de su enorme producción de lava. Por el contrario, en un país como Islandia, que es volcánicamente una zona de transición, los diques de basalto solamente aparecen asociados con manantiales calientes, mientras que las temperaturas

altas

están

asociadas

al

volcanismo

activo.

Teniendo presente este hecho, resulta interesante contemplar un mapa del vulcanismo mundial. Si se superpone este mapa con el que representa las localizaciones de plantas de generación de energía geotérmica en el mundo, se puede observar fácilmente que existe una correlación entre los sitios donde existen volcanes (Figura 9) y los lugares donde se han instalado plantas geotérmicas (Figura 10).

1 Aspectos fundamentales de la Geotermia

15

Figura 9. Los volcanes y las áreas geotermales más importantes se ubican alrededor de los márgenes de placas. (GEO_00).

Figura 10. Centrales geotérmicas para generación de electricidad en el mundo. (GEO_00).

1 Aspectos fundamentales de la Geotermia

16

En el libro de A. Rittmann llamado Volcanoes and their Activity (RITT62), se proporciona un mapa de los volcanes en la Tierra. De los 50 distritos volcánicos principales de la tierra citados por el autor, 24 pertenecen a la serie del Pacífico, 17 (incluyendo los volcanes de la hoya del Pacífico) a la serie del Atlántico, uno (Islandia) a la serie de transición Atlántico − Pacífico y uno (Italia) predominantemente a una serie especial del Mediterráneo. Los siete distritos restantes consisten en plateaus basálticos. Dejando a un lado el caso especial de Larderello, en Italia, y el caso intermedio de Islandia, todos los campos hidrotérmicos ya en producción, o cuya prospección ha resultado prometedora, están asociados con volcanismos del tipo Pacífico, es decir, con series ácidas. A modo de resumen, se presentan en la Tabla 2 los países que utilizan la energía geotérmica para generar electricidad. Se incluye la capacidad eléctrica instalada en 1995 (Huttrer), en 2.004 (R. DiPippo), y el incremento entre 1995 y el año 2004. Además se aporta el dato del número de unidades total instaladas en el Mundo, a fecha de Julio de 2004. Cabe reseñar que en el Mundo hay un total de 467 unidades, que dan una potencia conjunta de 8872,5 MW, (Julio de 2004).

1 Aspectos fundamentales de la Geotermia

País

1995 (MW)

17

2004 (MW)

1995-2004

% incremento

No. Unidades

(incremento MW)

(1995-2004)

(Julio 2004)

Alemania

-

0,2

0,2

-

1

Argentina

0,67

-

-

-

-

Australia

0,15

0,15

0

-

1

Austria

-

1,25

1,25

-

2

China

28,78

27,6

-

Costa Rica

55

158

103

187,3

6

El Salvador

105

151

46

43,8

5

Filipinas

1227

1931,18

704,18

57,4

57

Francia (Guadalupe)

4,2

14,7

10,5

250

2

Guatemala

-

29,6

29,6

Islandia

50

200,4

150,4

300,8

17

Indonesia

309,75

807

497,25

160,5

15

Italia

631,7

791,2

159,5

25,2

33

Japón

413,7

537,74

124,04

30

22

Kenia

45

128,8

83,8

186,2

8

México

753

960,3

207,3

27,5

37

Nueva Zelanda

286

445,1

159,1

55,6

33

Nicaragua

70

77,5

7,5

10,7

4

Papúa Nueva Guinea

-

6

6

-

1

Portugal (Las Azores)

16

16

-

-

5

Rusia

11

73

62

563,6

8

Tailandia

0,3

0,3

-

-

1

Turquía

20,4

20,4

-

-

1

EEUU

2816,7

2495,1

-

-

187

TOTAL

6425,6 MW

8872,5 MW

13

8

467 Unidades

Tabla 2. Capacidad de generación eléctrica geotermal instalada en el mundo de 1995 (Huttrer) a 2004 (R. DiPippo).

1 Aspectos fundamentales de la Geotermia

18

La capacidad instalada en países en vía de desarrollo en 2004 representa casi 50 % del total mundial. La utilización de la energía geotérmica en países en vía de desarrollo muestra una interesante tendencia a través de los años. En los 5 años comprendidos entre 1975 y 1979 la capacidad geotermoeléctrica instalada en tales países aumentó de 75 a 462 Mw; a finales del siguiente período de 5 años (1984) se habían alcanzado los 1.495 Mw. , mostrando una tasa de incremento durante estos 2 períodos de 500% y 223% respectivamente (Dickson y Fanelli, 1988). En los siguientes dieciséis años, de 1984 al 2000, hubo un incremento de casi 150%. La geotermoelectricidad tiene un papel bastante significativo en el balance energético de algunas áreas; por ejemplo, en 2001 la energía eléctrica producida mediante recursos geotérmicos representó el 27% de la electricidad total generada en Filipinas, el 12,4% en Kenya, el 11,4% en Costa Rica y el 4,3% en el Salvador.

1.4.2

Historia a nivel de Centroamérica y el Caribe

En los países centroamericanos y del Caribe, el interés sobre la energía geotérmica nació a finales de la década de 1950 en El Salvador y Costa Rica. Continuó a principios de la década de 1960 con Nicaragua y Jamaica, donde se realizaron pequeños estudios de los lugares en los cuales posiblemente existieran yacimientos geotérmicos. Para esta década 19 países en todo el mundo efectuaron estudios de reconocimiento territorial con distintos grados de intensidad. México, Honduras, Jamaica, Haití, Granada y la República Dominicana cubrieron el 100 % de su superficie, mientras que Costa Rica, Panamá y El Salvador lo hicieron sobre un área superior al 50 % de su territorio. La primera planta geotérmica construida en esta región fue la de Aguachapán en El Salvador, con una generación de 95 MW. Nicaragua fue la segunda nación en poner a trabajar plantas geotérmicas con una capacidad total instalada de 70 MW en 1982. No fue, sino hasta principios de la década de 1970, cuando la crisis mundial del petróleo causó un impacto negativo tanto en las economías de estos pueblos, como en sus producciones de energía eléctrica en plantas térmicas. Por esta razón tuvieron que buscar nuevas alternativas para generar electricidad por medio de recursos propios y renovables, como lo es la energía geotérmica. A finales de esta década se logró un

1 Aspectos fundamentales de la Geotermia

19

promisorio desarrollo en la geotermia en América Latina y el Caribe. Para finales de la década del 1980 se identificaron 1201 zonas geotérmicas en toda la región de América Latina y el Caribe: 545 en México, 240 en Centroamérica, 395 en Sudamérica y 21 en el Caribe. Se promovieron 92 estudios de prefactibilidad sobre la producción de energía geotérmica en 16 países, de los cuales 22 estudios pertenecían a Centroamérica. En estos documentos se identificaron 39 zonas termales con características favorables para continuar con los estudios de factibilidad sobre proyectos de alta entalpía: 21 en México, 5 en El Salvador, 2 en Nicaragua, 3 en Guatemala, 1 en Costa Rica, 2 en Chile, 3 en Argentina y 2 en Bolivia.

1.5

Situación en Costa Rica En 1959, gracias a las investigaciones que se venían realizando en El Salvador sobre

la identificación de posibles campos geotérmicos, el director del Instituto Geográfico de Costa Rica, Ing. Federico Gutiérrez solicitó a esos mismos investigadores que fueran a Costa Rica a reconocer posibles yacimientos. Como resultado de esa visita se vio la posibilidad de aprovechar los campos geotérmicos en la zona de la Cordillera Volcánica de Guanacaste, para producir energía eléctrica.

Figura 11. Zonas geotérmicas de alta temperatura en Costa Rica. (MAIN05).

1 Aspectos fundamentales de la Geotermia

Las

primeras

investigaciones

20

científicas

realizadas

por

el

ICE

(Instituto

Costarricense de Electricidad), datan de 1963 y 1965. Durante este período se hicieron estudios profundos, con la finalidad de determinar los sitios ideales para la explotación geotérmica. Los principales lugares se localizan, a lo largo del macizo volcánico central, y de Guanacaste, en el conocido triángulo Miravalles, Rincón de la Vieja y Tenorio. Entre 1963 y 1964, dos consultores irlandeses enviados por la Organización de las Naciones Unidas, realizaron un estudio sobre las buenas perspectivas y recomendaban un mayor estudio de la zona Pailas - Hornillas, en las faldas de los volcanes Rincón de la Vieja y Miravalles. En los siguientes diez años, se abandonó temporalmente el esfuerzo en este campo, por falta de los recursos financieros y debido a la poca experiencia que existía en el Continente Americano sobre la explotación de los recursos geotérmicos. En 1973 la crisis energética que se vivía en el mundo y el continuo incremento en el costo de los derivados del petróleo, determinaron que el ICE empezara a plantearse la necesidad de buscar otras opciones para generar electricidad. Además del problema del alza en el precio del petróleo, Costa Rica dependía para ese entonces de un 30 % de la energía eléctrica producida por medio de plantas térmicas. Como resultado de los estudios realizados entre 1975 y 1976, se recomendó profundizar las investigaciones en las faldas de los volcanes Rincón de la Vieja y Miravalles. Como resultado de este planteamiento en 1976, el ICE inició la recolección de datos en una zona de más de 500 km2 comprendida entre los volcanes Miravalles, Rincón de la Vieja, Santa María y la Carretera Interamericana en sus límites norte, sur, respectivamente y entre los ríos Tenorio y Salitral al este y el oeste. El primer informe técnico (estudios de prefactibilidad) sobre la posibilidad de explotar la energía geotérmica en Costa Rica, dentro de los 500 km2 anteriormente mencionados, se presentó en septiembre de 1976. Dicho informe se produjo gracias a un crédito de asistencia técnica del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), y para elaborarlo se contó con el asesoramiento del consorcio Rogers Engineering, Geothermex, ambas de California, Estados Unidos. Los positivos resultados obtenidos (Fase I del proyecto), que se resumieron en el Informe de Viabilidad Técnica del Proyecto Geotérmico de Guanacaste y sus Anexos, le permitieron al ICE gestionar en diciembre de 1976 ante el Banco Interamericano de

1 Aspectos fundamentales de la Geotermia

21

Desarrollo (BID) un préstamo para financiar la Fase II de viabilidad de este proyecto. En mayo de 1977, se firmó en la ciudad de Guatemala el respectivo contrato de préstamo entre el BID y el Gobierno de Costa Rica. Dicho préstamo, por un total de 4,1 millones de dólares, cubrió esencialmente el contrato de perforación exploratoria profunda, incluyendo el suministro de todos los materiales y equipos, de los servicios complementarios, de las perforaciones profundas y de la preparación del informe de viabilidad para la primera planta geotérmica de Costa Rica. Con base en ese informe la institución logró obtener un préstamo entre 1979 y 1980, con el cual se financió la perforación de tres pozos en el Campo Geotérmico Miravalles, situado en las faldas del Volcán Miravalles. Como resultado de estos 3 pozos con una potencia total de 15 MW, se confirmó la existencia de un yacimiento geotérmico que podía ser explotado comercialmente. Paralelamente a la perforación de estos pozos, se realizó una investigación sobre un área de 15 km2, entre las localidades de Las Hornillas, La Fortuna y La Unión, en la falda suroeste del Volcán Miravalles. De 1984 a 1986 se perforaron otros 6 pozos para producción y reinyección. Estos nuevos pozos, más la continuación de la investigación científica fueron financiados por un nuevo préstamo del BID. Como resultado de estos trabajos, en Agosto de 1985, nació la idea de realizar el informe de factibilidad que daría pie a la realización de la primera planta geotérmica del país, Miravalles I. Seguros de la buenas posibilidades que tenía el Campo Geotérmico Miravalles, se realizaron de 1986 a 1987, el Estudio de Factibilidad y el informe de impacto ambiental. En 1987, la institución obtuvo dos nuevos préstamos. El primero lo utilizó en la perforación de 20 nuevos pozos y la elaboración de los estudios de factibilidad para las siguientes unidades. Con el segundo préstamo se cubrió los gastos de la construcción y la compra de equipos de la casa de máquinas, de las tuberías superficiales para transportar los fluidos geotérmicos, la subestación elevadora y las líneas de transmisión a Liberia y Cañas. A principios de 1994, se inició la producción comercial de este tipo de energía en el Campo Geotérmico Miravalles, con la puesta en línea de la Unidad I de 55 MW. En noviembre de 1991 el ICE completó un estudio a nivel nacional de las zonas geotérmicas del país. En el documento llamado “Evaluación del Potencial Geotérmico de Costa Rica” (noviembre, 1991), se asignaron prioridades a las áreas de interés geotérmico en el país, y se determinó que en el país existía un potencial

1 Aspectos fundamentales de la Geotermia

22

geotérmico de 900 MW. Las zonas geotérmicas asociadas a los volcanes Rincón de la Vieja y Tenorio han sido las zonas más estudiadas y consecuentemente de las que se posee mayor información; de cada una de ellas se cuenta con los estudios de prefactibilidad ya concluidos y con pozos geotérmicos ya perforados. En la zona del volcán Tenorio se perforaron dos pozos geotérmicos, pero no se encontró buena temperatura ni permeabilidad. En la zona del volcán Rincón de la Vieja ya se concluyó el segundo pozo geotérmico con buenos resultados. Se tiene programado perforar cuatro pozos más en esta etapa inicial. Costa Rica ocupa el noveno lugar en cuanto a potencia eléctrica producida con energía geotérmica en el mundo. En la actualidad, la utilización de la energía geotérmica para la producción de electricidad en Costa Rica se concentra en los campos geotérmicos de Miravalles, con 163,5 MW instalados (de los cuales 154,5 MW son alimentados

con

vapor de primera

vaporización, mientras

que

los

19

MW

restantes corresponden a una planta de ciclo binario), y Pailas, en donde en el año 2007 se tiene previsto iniciar la construcción de la primera planta de 35 MW. Los dos campos, son campos de la clase de agua dominante.

1.5.1

Miravalles y el Proyecto Fin de Carrera

El estudio de este proyecto se centra en la unidad de ciclo binario Miravalles V. Considerando tan sólo la potencia de generación de las plantas de ciclo binario, Costa Rica ocupa el tercer lugar en el mundo. Las dos unidades binarias de la central Miravalles suponen 15,5 MW, sólo superados por los 193,8 MW de los EE.UU. y los 16 MW de Filipinas. Pero teniendo en cuenta que en EE.UU. hay 117 plantas binarias y en Filipinas 6, se puede afirmar que Costa Rica es el país con mayor potencia generada por planta binaria del mundo, con 7,75 MW. Además, se ha tenido la oportunidad de contar desde un primer momento con la colaboración del Dr. Alfredo Mainieri Protti, Director del Centro de Servicios de Recursos

Geotérmicos

del

Instituto

Costarricense

de

Electricidad.

Con

su

disponibilidad e información facilitada, ha cobrado más sentido aún enmarcar el proyecto en la central Miravalles, y ha hecho que éste haya podido hacerse desde un mejor conocimiento de la misma.

2 Generación de Electricidad

2 Generación de electricidad

2

2.1

24

Generación de electricidad

Explotación de los recursos geotérmicos La primera etapa en la explotación de los recursos geotérmicos en áreas volcánicas

incluye una serie de estudios geológicos con el propósito de localizar rocas que han sido alteradas químicamente por fluidos geotérmicos calientes, y manifestaciones superficiales como aguas termales o géiseres. Las técnicas de prospección geofísicas, particularmente la topografía de resistividad y otros métodos eléctricos diseñados para detectar zonas con fluidos conductores, son probablemente los más efectivos para localizar los recursos geotérmicos profundos. Una vez se ha localizado un acuífero geotérmico apropiado, se perforan los pozos de exploración y producción. Debido a las mayores temperaturas y, en ocasiones mayor dureza de las rocas que cuando se trata de pozos de agua o petróleo, se usan técnicas especiales de taladrado. El diámetro del pozo decrece con la profundidad desde unos 50 cm. cerca de la superficie hasta unos 15 cm. en la profundidad de producción.

Figura 12. Planta geotérmica de producción de electricidad. (GEO_00).

2 Generación de electricidad

25

La tecnología para la generación de electricidad depende críticamente de las características del recurso geotérmico, no sólo de la temperatura y presión del fluido, sino también de su salinidad y contenido de otros gases, pues todo ello afectará a la eficiencia y diseño de la planta. Las centrales eléctricas pueden ser de tres tipos fundamentalmente: vapor seco, vaporización súbita y ciclo binario.

2.2

Centrales de Vapor Seco Este sistema se utiliza en recursos geotérmicos del tipo vapor dominante, donde el

vapor no está prácticamente mezclado con el agua. Se extrae vapor sobrecalentado, típicamente a temperaturas de 180-185 ºC y 0.8-0.9 MPa, que alcanza la superficie a alta velocidad. Con objeto de aumentar la eficiencia en la producción de electricidad, se han llegado a explotar recursos con temperaturas superiores a los 300 ºC. La conexión entre los pozos y la casa de máquinas es la más sencilla de los tres tipos principales de plantas. En la cabeza de los pozos se instalan válvulas y purificadores de vapor, que consisten simplemente en separadores centrífugos que se encargan de eliminar las partículas sólidas que pueda haber en el vapor, antes de que éste se introduzca en el sistema de tuberías de distribución. A lo largo de estas tuberías se sitúan estratégicamente una serie de trampillas con el fin de extraer el vapor condensado. Este condensado es transportado por una red de alcantarillados hasta las lagunas de tratamiento y finalmente a los pozos de reinyección en frío. Por lo general estos pozos se ubican en un sector del yacimiento, donde el líquido frío que se reinyecta no altere la temperatura del resto del campo geotérmico. Cerca de la casa de máquinas se instala un sistema de evacuación de emergencia, de manera que en caso de que la turbina falle, se pueda liberar el vapor y la presión no aumente de forma desproporcionada. Es frecuente que el vapor sea conducido a través de un silenciador antes de entrar en la estancia. En la casa de máquinas se extrae de nuevo el vapor condensado que pueda haber y el vapor pasa a través de la turbina, donde se expande haciendo rotar las palas y el eje que mueve un generador eléctrico. En la versión más sencilla de éste tipo de plantas, el vapor que sale de la turbina a baja presión es descargado directamente en la atmósfera. Pero en las centrales de

2 Generación de electricidad

26

condensación, de uso más extendido, el vapor de escape se condensa al salir de la turbina y el calor extraído al vapor es evacuado mediante torres de enfriamiento. De esta manera se consiguen saltos de presión y temperatura mayores en la turbina, con lo que se aumenta la eficiencia de generación. Además, se evitan los problemas ambientales asociados con la descarga directa de vapor en la atmósfera, pues el líquido condensado se puede reinyectar en el campo por medio de los pozos de reinyección. La eficiencia y la rentabilidad de las plantas de vapor seco están afectadas por la presencia de gases no condensables tales como dióxido de carbono y ácido sulfúrico. La presión de estos gases reduce la eficiencia de las turbinas, que a pesar de utilizar vapor sobrecalentado a altas temperaturas, no suele tomar valores superiores a 30%. Además, los gases no condensables tienen otro impacto económico por razones medioambientales, pues deben ser eliminados del agua residual o reinyectados en el suelo para evitar contaminar. En la Figura 13 se muestra un modelo simplificado de planta geotérmica de vapor seco para generación de electricidad:

Figura 13. Central geotérmica de generación de electricidad del tipo Vapor Seco. (RYAN05).

En general, las plantas de vapor seco son las más simples, comunes y atractivas desde un punto de vista comercial.

2 Generación de electricidad

2.2.1

27

Sistema de Conversión de Energía y Termodinámica del proceso

Válvulas de control y parada

Extractor de vapor condensado

Turbina / Generador 1

Torre Refrigeración 2

Extractor de partículas

Condensador Válvula de cabeza de pozo

Extractor de vapor / Condensador

Pozo Producción

3 Bomba de condensado

Bomba de refrigerado Pozo Inyección

Figura 14. Esquema simplificado de una planta de vapor seco.

Figura 15. Diagrama Temperatura-Entropía para una planta de vapor seco. (DIPI78).

2 Generación de electricidad

2.3

28

Centrales de Vaporización Súbita (Flash-Steam) Este sistema se utiliza en recursos geotérmicos del tipo líquido dominante, que son los

de mayor distribución en el mundo. Una vez comprobada la existencia del campo geotérmico, se procede a perforar el pozo productor, hasta llegar a una de las fracturas del yacimiento. De estos pozos productores se extrae el fluido bifásico (líquido caliente y vapor) proveniente del yacimiento o reservorio geotérmico, el cual se transporta a través de una tubería superficial especial llamada vaporducto. Existen tres tipos de tuberías superficiales: una que transporta la mezcla del líquido y vapor del pozo productor al separador ciclónico, otra que lleva el líquido geotérmico desde el separador ciclónico hasta el pozo de reinyección en caliente y la última que lleva el vapor seco desde el separador hasta la turbina en la casa de máquinas. En todos los casos se trata de tuberías de acero suficientemente gruesas para obtener garantía de que no va tener problemas de dispersión de calor. Además, sobre la tubería se coloca una capa de un aislante térmico, normalmente fibra de vidrio. Este aislante tiene como función impedir que el metal de la tubería irradie en la atmósfera una parte del calor que transita en el interior. Sobre el aislante térmico se coloca una lámina muy delgada de aluminio para evitar que el aislante térmico se humedezca con las lluvias y se desgarre o se deteriore. Por tanto, lo primero que se hace con la mezcla bifásica extraída es transportarla por medio de los vaporductos hasta un separador ciclónico. Estos separadores, de forma cilíndrica y normalmente orientados con el eje en posición vertical, se encargan de separar la mezcla bifásica en las fases diferenciadas de líquido y vapor debido a la gran diferencia de densidad entre ambas fases, con una pérdida mínima de presión. El emplazamiento de los separadores es parte del diseño de la planta, y pueden estar localizados en la casa de máquinas, en puestos satélites en el campo o en las cabezas de los pozos.

2 Generación de electricidad

29

Figura 16. Separador ciclónico. (BREN01).

La mayor parte del fluido que entra en el separador ciclónico queda como líquido residual en el tanque. Si dicho líquido no tiene una temperatura elevada, se reinyecta en el campo geotérmico ó se utiliza para usos directos del calor, tales como invernaderos o calefacción. Estos sistemas reciben el nombre de Single-Flash Steam. Atendiendo al número de plantas existentes y al elevado porcentaje que éstas suponen en cuanto al total de energía geotérmica instalada en el mundo, se puede afirmar que las plantas de tipo single-flash son el pilar principal de la industria de la energía geotérmica. Sin embargo, si el fluido está lo suficientemente caliente, puede someterse de nuevo a un proceso de separación, consiguiendo así más vapor aunque a menor presión que el vapor obtenido en primera instancia. Este vapor, junto con la descarga desde la turbina principal, se usa para mover una segunda turbina o la segunda etapa de la turbina principal y generar así electricidad adicional. De esta manera se consigue aumentar la potencia de salida en un 15-25%, y aunque se incrementa el coste de la planta y su mantenimiento, la potencia extra obtenida puede justificar la instalación de estas plantas, que se conocen como plantas “doble flash”. Estas plantas son ideales cuando los niveles de impureza son mínimos, y por tanto también lo son los problemas asociados con los depósitos en las tuberías y los gases no condensables que afectan la rentabilidad.

2 Generación de electricidad

30

Desde los separadores ciclónicos, el líquido es reinyectado de nuevo al yacimiento en otra ubicación, por medio de pozos de reinyección. Este tipo de reinyección se utiliza para evitar la contaminación del ambiente, y a la vez, prolongar la vida útil del recurso geotérmico. Por su parte, el vapor es conducido hasta la casa de máquinas. En la casa de máquinas el vapor entra en la turbina. La energía que proviene del movimiento del vapor, se transforma en las turbinas en energía mecánica y luego en el generador, en energía eléctrica. El vapor después de pasar por las turbinas se denomina vapor exhausto. Este vapor exhausto se lleva luego hasta el condensador en donde se realiza el cambio de la fase gaseosa a la fase líquida. Para esto el condensador es rociado internamente por agua que viene de la torre de enfriamiento. El líquido obtenido es un fluido aún caliente, el cual se envía a las torres de refrigeración por medio de bombas.

Figura 17. Casa de máquinas. (BREN01).

El vapor exhausto que sale de la turbina, trae cierto porcentaje de gases no condensables que cuando se enfrían con agua, siguen siendo gaseosos y no pasan al estado líquido. Este vapor no condensable, se acumula en la parte superior del condensador; desde donde se evacua por medio de tuberías, hacia la parte superior de la torre de enfriamiento. Estos gases se deben eliminar porque el condensador trabaja a una presión menor que la turbina y debe mantenerse al vacío. De lo contrario, si se mantiene ese vapor en el condensador, se perdería el vacío, y como no podría llegar más vapor proveniente de la turbina, la generación se detendría.

2 Generación de electricidad

31

Figura 18. Central geotérmica de generación de electricidad del tipo Flash Steam. (RYAN05)

2.3.1

Pérdida de presión

Uno de los asuntos principales el diseño de sistemas de extracción es la pérdida de presión en los conductos de vapor desde los pozos hasta la turbina. La caída de presión es función del diámetro, longitud y configuración de las tuberías de vapor, así como de la densidad y el flujo másico del vapor. De entre todos estos factores, el que más influye es el diámetro de la tubería. La siguiente ecuación muestra la correlación de la caída de presión del vapor causada por la fricción:

∆Pf = 0.8

Lm& 1.85 ρD 4.97

Ec. 1

& es el flujo másico (lbm/h), ρ es la donde L es la longitud de la tubería (ft), m densidad (lbm/ft 3), y D es el diámetro interno de la tubería (in).

2 Generación de electricidad

32

La caída de presión es dada en lbf/in2. Notar que la Ec. 1 no es dimensionalmente homogénea: el factor 0.8 es de aplicación para las unidades escogidas, por lo que si se presenta la ecuación en el Sistema Internacional (SI), éste factor tomaría un valor diferente. Dado que la densidad del vapor es relativamente baja, el cambio en la presión debido a cambios en la elevación de las tuberías es mucho menor que el debido a la fricción mostrado en la Ec. 1. Instalando tuberías de un diámetro mayor, la pérdida de presión puede ser drásticamente reducida, pero el sobrecoste asociado será económicamente inaceptable. Un estudio de optimización termodinámica-económica llevará al tamaño de tubería óptimo. La caída de presión en los conductos de líquido no es tan preocupante, ya que el líquido va a ser eliminado por inyección. La caída de presión por fricción en los conductos de líquido depende de las mismas variables que en el caso del vapor, más el factor de fricción que en este caso es función del diámetro de la tubería, rugosidad interna y la viscosidad del líquido. Las caídas de presión en una tubería con fluido bifásico, vapor y líquido, es mucho más compleja y mucho menos fiable su predicción estadística. De todos los métodos existentes para ello se puede sacar la conclusión de que es posible diseñar las tuberías de un sistema geotérmico de extracción, pero se debe hacer una consideración adecuada de la caída de presión puesto que puede ser mayor que en un conducto con sólo vapor. Además, regímenes con patrones de flujo inestables pueden provocar excesivas vibraciones, por lo que se debe cuidar especialmente el diámetro. Otro aspecto importante atañe al flujo del líquido extraído por los separadores ciclónicos. El fluido se encuentra en un estado saturado y cualquier pérdida de presión puede causar su vaporización. Es por ello recomendable que las tuberías de inyección discurran con pendiente descendente.

2 Generación de electricidad

2.3.2

33

Sistemas de conversión de Energía y Termodinámica del proceso

Para entender el funcionamiento de estas centrales se puede asumir que el fluido geotérmico está en estado de líquido comprimido en el yacimiento, pero las 2 fases se separan en algún momento antes de llegar a la turbina, a la que sólo llega vapor y mueve el generador eléctrico. Se puede seguir el proceso por medio de un esquema general de una planta de single-flash. En cada pozo de producción, hay un equipo para controlar el flujo del fluido geotermal desde el pozo hasta la planta. Dicho equipo incorpora: varias válvulas, un silenciador, (un separador ciclónico simple para evacuación de emergencia), tuberías e instrumentación (indicadores de presión y temperatura). Si se utilizan separadores de cabeza de pozo, el separador ciclónico, se sitúa cerca de la cabeza del pozo. El fluido bifásico pasa a través de una tubería curva de gran radio y entra en el separador ciclónico. El vapor es recogido desde el centro del contenedor por una tubería, que lo conduce hasta una válvula de control esférica, emerge por la parte superior y fluye hasta la casa de máquinas.

Válvulas de control y parada Torre Refrigeración

Extractor de vapor condensado

Turbina / Generador 1

2

Válvula de cabeza de pozo Silenciador

Condensador Válvula Control Esférico Extractor de vapor / Condensador

Pozo Producción

3 Bomba de condensado

Bomba de refrigerado Pozo Inyección

Figura 19. Esquema simplificado de una central de vaporización súbita.

El líquido separado fluye hasta un tanque receptor, desde el que puede ir al silenciador o a los pozos de reinyección. Es muy importante separar las dos fases de forma eficiente antes de la admisión de vapor por parte de la turbina.

2 Generación de electricidad

34

Si entra líquido a ésta, puede causar deposición y/o erosión en los componentes de las cañerías o la turbina. Por ello, en la entrada de la casa de máquinas se suele instalar un extractor de vapor. Las turbinas empleadas en aplicaciones geotérmicas deben estar hechas de materiales resistentes a la corrosión debido a la presencia de gases como el sulfuro de hidrógeno que pueden atacar el acero ordinario. El diseño de la trayectoria del vapor a través de las palas es similar al de una central nuclear, pues el vapor en ambos casos entra en la turbina esencialmente como vapor saturado a presiones no muy elevadas, entre 5-10 bar, lo que favorece la aparición de vapor condensado y la formación de pequeñas gotas líquidas, sobretodo en las etapas de menor presión. Dado que los efectos corrosivos de los fluidos geotérmicos dependen de su composición química y ésta es variable de unos emplazamientos a otros, suele ser acertado probar distintos materiales en el propio yacimiento antes de decidir cual emplear en la planta. Se exponen muestras de distintos materiales a vapores y líquidos en condiciones similares a las de trabajo, y se observan los siguientes parámetros: corrosión, fatiga a la corrosión, agrietamiento por estrés de corrosión, erosión y resistencia a la tensión. Las turbinas en los sistemas de vapor dominante normalmente son de 25-55 MW y de 4 o 5 etapas. El vapor de la turbina es condensado por medio de condensadores de superficie o en condensadores de contacto directo. La mayoría usa de superficie en los cuales el vapor geotérmico pasa a través del armazón y el agua fría por el tubo. Esto mantiene física y químicamente separados el vapor geotérmico y el agua de refrigeración, y permite una extracción y tratamiento más efectivo de los gases no condensables que no condensan a las temperaturas del condensador. Por tanto, a menos que se extraigan, incrementarán la presión total en el condensador y disminuirán la potencia de salida de la turbina. Se usan eyectores de vapor a chorro o bombas de vacío para tal propósito. El agua de refrigeración es usualmente obtenida de una torre de refrigeración que recircula una porción del vapor condensado después de haberlo enfriado por evaporación parcial en presencia de una corriente de aire. Esto significa que las plantas geotérmicas de single-flash no necesitan un aporte muy significativo de agua de refrigeración, lo cual es una ventaja añadida para zonas áridas.

2 Generación de electricidad

2.4

35

Centrales de Ciclo Binario Las centrales geotérmicas de ciclo binario para la generación de electricidad son de

aplicación cuando se tienen recursos geotérmicos de media entalpía, entre 100 y 200 ºC. Este tipo de centrales tienen un principio termodinámico de funcionamiento similar a las centrales convencionales de combustible fósil o nuclear, en las que el fluido de trabajo circula por un circuito cerrado. Las centrales de ciclo binario trabajan con un fluido secundario con un punto de ebullición menor al del agua y de diferentes propiedades termodinámicas. Dicho fluido de trabajo recibe calor del fluido geotérmico en un intercambiador y es vaporizado y utilizado para mover la turbina. Al salir de la turbina es condensado y reutilizado en un circuito cerrado.

Figura 20. Central geotérmica de generación de electricidad de ciclo binario. (RYAN05)

La primera central geotérmica de ciclo binario para generar electricidad empezó a operar en 1967, en la península rusa de Kamchatka. Se trataba de una planta de 670 kW que proporcionó electricidad y calor a una aldea y granjas cercanas. Hoy en día las centrales de ciclo binario son el tipo de planta geotérmico más utilizado para generar electricidad. En Julio de 2004 había 155 unidades en operación,

2 Generación de electricidad

36

generando 274 MW de electricidad en 16 países. Sin embargo, a pesar de constituir el 33% de todas las unidades geotérmicas en operación en el mundo, las plantas de ciclo binario generan solamente el 3% de la energía eléctrica total. La media de generación es sólo de 1,8 MW por unidad. Recientemente se han añadido plantas binarias a centrales del tipo vaporización súbita, de forma que se pueda aprovechar el calor de la salmuera de desecho antes de reinyectarla de nuevo al reservorio geotérmico. Cuando la temperatura del fluido geotérmico es de 150 ºC o menos, resulta difícil (aunque no imposible) construir una planta de vaporización súbita que pueda funcionar de forma eficiente y económica. Y cuanto menor es la temperatura del recurso, mayores las dificultades para implantar dicha tecnología. De hecho, a temperaturas tan bajas es improbable que los pozos fluyan de manera espontánea, y en caso de que lo hagan, existe mucha probabilidad de que se produzca depósito de calcita en los mismos. Una forma de evitar el problema asociado al depósito de calcita es producir el fluido geotérmico como líquido presurizado, utilizando bombas en el interior de los pozos. El fluido geotérmico se pasa como líquido comprimido a través de intercambiadores de calor y se desecha por medio de pozos de inyección aún en fase líquida. Otra ventaja de estos sistemas de generación de electricidad respecto a las centrales de vaporización súbita, además de permitir explotar recursos de baja entalpía con mejores eficiencias, es que hacen posible utilizar fluidos geotérmicos impuros químicamente. Sin embargo, también presentan inconvenientes que en ocasiones harán inviable su utilización. Los principales son los elevados costes de la instalación y mantenimiento. Teniendo en cuenta que la energía geotérmica muchas veces es de aplicación en países que no cuentan con una tecnología demasiado desarrollada o capacidad para invertir una elevada suma de capital, estas dificultades impiden que el uso de las centrales de ciclo binario sea aún más extendido. Para comprender adecuadamente el funcionamiento de una central de ciclo binario y poder llevar a cabo un estudio técnico útil, es necesario entender bien las características y formulación del ciclo de Rankine. Se analiza a continuación.

2 Generación de electricidad

2.4.1

37

Ciclo de Rankine

El ciclo de Rankine fue desarrollado por el físico escocés William John Macquorn Rankine (Edimburgo 1820-Glasgow 1872). Es el ciclo termodinámico que se toma como referencia para medir el rendimiento de las plantas de potencia. La Figura 21 representa esquemáticamente una central térmica de vapor de agua con los aparatos fundamentales para realizar un ciclo de trabajo de Rankine: bomba, caldera, sobrecalentador, turbina de vapor y condensador. Sobrecalentador Turbina / Generador 4

Caldera

4' 5

3

Condensador Agua de refrigeración

2

1

Bomba de condensado

Figura 21. Esquema de instalación para realizar un ciclo de trabajo de Rankine

El proceso seguido en las cuatro etapas del ciclo de Rankine, se puede describir de la siguiente forma: Proceso 1-2. Compresión adiabático-isentrópica. Se realiza en la bomba en fase líquida. Proceso 2-3-4’-4. Calentamiento isobárico. La trayectoria sigue una isobara (la presión de la caldera) y consta de tres secciones: calentamiento del agua líquida hasta su temperatura de saturación (2-3), vaporización a temperatura y presión constante (3-4’) y sobrecalentamiento del vapor hasta una temperatura bastante superior a la de saturación (4’-4). Proceso 4-5. Expansión adiabático-isentrópica del vapor de agua hasta la presión del condensador. Realizada en la turbina de vapor. Tanto al comienzo de la expansión como al final de la misma, se puede tener vapor húmedo, saturado o sobrecalentado.

2 Generación de electricidad

38

Normalmente la trayectoria cruza la curva de saturación y produce vapor húmedo a la descarga. Sin embargo, el sobrecalentamiento llevado a cabo en la etapa anterior lleva la descarga de la turbina a condiciones próximas a las de vapor saturado, por lo que el contenido de líquido es pequeño para que la erosión provocada por las gotas de líquido no degrade el material en poco tiempo. Proceso 5-1. Condensación isobárica. Se realiza en el condensador a presión y temperatura constante, llevando al fluido hasta las condiciones de líquido. En la Figura 22 se representa el ciclo de Rankine con vapor de agua en los planos pv, T-s y h-s. Los números de las Fig. 1 y 2 se corresponden, de manera que puedan relacionarse con claridad. De todos los procesos posibles, el más frecuente y el que mejor rendimiento presenta es el de vapor sobrecalentado 1-2-4-5. Es el representado en las figuras a) y c), y el que se analiza con más detalle a continuación.

a) Plano p-v

b) Plano T-s

c) Plano h-s

Figura 22. Ciclo de Rankine con vapor sobrecalentado. (MATA98).

2.4.1.1

Rendimiento térmico del ciclo de Rankine

La expresión del rendimiento térmico del ciclo es:

ηt =

Qa − Qc Qa

Ec. 2

En el ciclo de Rankine, Qa es el calor que se aporta al agua en la caldera y el sobrecalentador, y Qc es el calor que el agua cede en el condensador. Ambos calores se

2 Generación de electricidad

39

pueden obtener aplicando sucesivamente el primer principio de la termodinámica a los procesos 2--4 (caldera y sobrecalentador) y 5-1 (condensador):

c2 Q = ∆h + ∆( ) + W 2

Ec. 3

Por una parte, al ser el condensador y la caldera (se puede entender el sobrecalentador como una parte integral de la misma) elementos estacionarios, W =0. Además la variación de la energía cinética entre la entrada y la salida de dichos aparatos se puede considerar despreciable, por lo que la expresión se reduce a:

Q = ∆h

Ec. 4

Qa = h4 − h2

Ec. 5

Qc = −Q51 = −(h1 − h5 ) = h5 − h1

Ec. 6

Entonces, en: La caldera (más el sobrecalentador):

El condensador:

Sustituyendo en la Ec. 2 queda:

ηt =

(h − h1 ) (h4 − h2 ) − (h5 − h1 ) (h4 − h5 ) − (h2 − h1 ) = = 1− 5 ( h4 − h2 ) (h4 − h2 ) (h4 − h2 )

Ec. 7

Por otra parte, si se aplica la Ec. 6 del primer principio termodinámico a la turbina y la bomba, al ser ambos elementos intercambiadores de calor idealmente actúan según un proceso adiabático, con Q=0. La variación de la energía cinética entre la entrada y la salida de ambos aparatos se puede considerar también despreciable, por lo que la expresión en este caso se reduce a:

W = −∆h

Ec. 8

W45 = WT = −(h5 − h4 ) = h4 − h5

Ec. 9

W12 = −WB = −(h2 − h1 ) = h2 − h1

Ec. 10

En la turbina:

En la bomba:

2 Generación de electricidad

40

La Ec. 2 se puede transformar de la siguiente forma:

ηt =

WT − WB (h4 − h1 − WB )

Ec. 11

Donde: WT es el trabajo de la turbina, WB el trabajo de la bomba, h4 la entalpía del vapor a la entrada en la turbina y h1 la entalpía del vapor de agua saturado.

2.4.1.2

Trabajo de la bomba en el ciclo de Rankine

Cálculo del trabajo de la bomba Según la Ec. 10 se tiene la expresión del trabajo desarrollado por la bomba por diferencia de entalpías W B = h2 − h1 . Partiendo de las relaciones termodinámicas entre fluidos homogéneos de una sola fase se tiene que:

dh = TdS + vdP

Ec. 12

dS = 0 y dh = vdP

Ec. 13

Al estar ante un proceso isentrópico:

Integrando entre la entrada y salida de la bomba (1-2) se tiene: 2

h2 − h1 = ∫ vdP 1

2

y

WB = ∫ vdP 1

Ec. 14

En fase líquida el agua se puede considerar como incompresible, siendo

v=

1

ρ

= cte . Integrando en la última ecuación queda:

WB =

1

ρ

( p 2 − p1 )

Ec. 15

2 Generación de electricidad

41

Influencia del trabajo de la bomba en el rendimiento del ciclo de Rankine El trabajo de la bomba WB se representa en el plano p-v de la Figura 22,a) por el área 1-2-y-x, y en el plano h-s de la Figura 22,c) por el segmento 1-2. Con el objeto de poder representar suficientemente dicho trabajo WB ninguna de las dos figuras está a escala. Sin embargo, debido a que el volumen específico del agua líquida varía muy poco con la presión y es mucho menor que el del vapor saturado, al respetar la escala real los puntos 1, x y 2, y son casi coincidentes en el plano p-v. De la misma manera, los puntos 1, 2 en el plano h-s son prácticamente coincidentes, pues las isobaras p2 y p1 en la zona líquida difieren entre sí muy poco, y a escala casi coinciden con la curva límite inferior. Teniendo esto en cuenta, se podrá muchas veces despreciar el trabajo de la bomba. En la Figura 23 se ha representado el ciclo de Rankine idealizado, despreciando WB . a) Plano p-v

b) Plano T-s

c) Plano h-s

Figura 23. Ciclo de Rankine despreciando el trabajo de la bomba de alimentación. (MATA98)

Despreciando WB , el rendimiento térmico del ciclo queda:

ηt =

Trabajo Turbina Calor Comunicado

=

h − h5 WT = 4 h4 − h1 h4 − h1

Ec. 16

La práctica enseñará cuando es aceptable o no despreciar el trabajo de la bomba, aunque se recomienda no despreciarlo para presiones superiores a 30 bar en la caldera.

2 Generación de electricidad

2.4.1.3

42

Elevación del rendimiento térmico del ciclo de Rankine, η tR

El rendimiento térmico del ciclo es uno de los factores cuyo producto constituye el rendimiento global o rendimiento económico de una central, por lo que una mejora del ciclo de Rankine y la invención de nuevos ciclos ideales de mejor rendimiento que el ciclo de Rankine, son cuestiones decisivas para la mejora de la economía de una central.

2.4.1.4

Elevación de η tR con el aumento de la temperatura de entrada en la turbina

En la siguiente figura se muestran dos ciclos de Rankine, siguiendo la misma isobara pero con distinto grado de recalentamiento del vapor. Es decir:

T4 ' > T4 a) Plano T-s

p 4' = p 4

p5' = p5 b) Plano h-s

Figura 24. Ciclos de Rankine con distinta temperatura de entrada a la turbina. (MATA98).

2 Generación de electricidad

43

Escribiendo la fórmula del rendimiento térmico para ambos ciclos η t =

ηt ' =

h4 − h5 , h4 − h1

h4 ' − h5' y utilizando el diagrama de Mollier y las tablas de vapor en cada caso, se h4 ' − h1

comprueba que η t > η t ' . Por tanto se puede afirmar que: “El rendimiento térmico del ciclo de Rankine aumenta al aumentar la temperatura de entrada en la turbina”. Por otra parte, se comprueba también que “al aumentar la temperatura de entrada en la turbina, aumenta el título del vapor x a la salida de la turbina y disminuya el grado de humedad”.

2.4.1.5

Elevación de η tR con el aumento de la presión de entrada en la turbina

En la siguiente figura se muestran dos ciclos de Rankine, con la misma temperatura máxima pero con distinta presión de entrada a la turbina. Es decir:

T4 ' = T4

a) Plano T-s

p 4' > p 4

p5' = p5

b) Plano h-s

Figura 25. Ciclos de Rankine con distinta presión de entrada a la turbina. (MATA98).

2 Generación de electricidad

44

Escribiendo la fórmula del rendimiento térmico para ambos ciclos η t =

ηt ' =

h4 − h5 , h4 − h1

h4 ' − h5' y utilizando el diagrama de Mollier y las tablas de vapor en cada caso, se h4 ' − h1

comprueba que η t > η t ' . Por tanto se puede afirmar que: “El rendimiento térmico del ciclo de Rankine aumenta al aumentar la presión de entrada en la turbina”. Por otra parte, se comprueba también que “al aumentar la presión de entrada en la turbina, disminuye el título del vapor x a la salida de la turbina y aumenta el grado de humedad”. Esto constituye un inconveniente, porque el aumento del grado de humedad es perjudicial a la turbina por la erosión de los álabes y la disminución del rendimiento interno de la misma que origina. La humedad máxima del vapor a la salida de la turbina se debe controlar para que no exceda el 10-12%. Es por tanto más ventajoso elevar η tR aumentando la temperatura de entrada a la turbina que aumentando la presión, ya que en el primer caso la humedad del vapor disminuye mientras que en el segundo aumenta. Sin embargo, esto no implica que se deba buscar la máxima temperatura de inicio de la expansión posible. Actualmente, se pueden considerar temperaturas habituales en las turbinas de vapor las que toman valores alrededor de los 550ºC. La optimización económica de la central aconseja renunciar a la construcción de las turbinas de vapor a temperaturas tan elevadas que requieran el empleo de aleaciones austeníticas, porque su elevado precio no es compensado con la mejora de rendimiento obtenido.

2.4.1.6

Elevación de η tR con la disminución de la presión de salida de la turbina

En la siguiente figura se muestran dos ciclos de Rankine, con la misma temperatura y presión al inicio de la expansión, pero distintas temperatura y presión a la salida de la turbina. Es decir:

T4 = cte

p 4 = cte

p5' < p5

2 Generación de electricidad

45

Siguiendo el mismo procedimiento que en los dos casos anteriores se comprueba que η t > η t ' . Se puede afirmar por tanto que: “El rendimiento térmico del ciclo de Rankine aumenta al disminuir la presión de salida en la turbina”. La presión a la salida de la turbina puede ser inferior, igual o superior a la atmosférica. En el primer caso la turbina se llama turbina de condensación, en el segundo de escape libre y en el tercero turbina de contrapresión. Atendiendo a la conclusión que se ha extraído anteriormente, se puede inferir que las turbinas de condensación son las de mejor rendimiento, y por tanto son prácticamente las únicas empleadas en las grandes centrales eléctricas modernas. Las presiones de condensación alcanzadas con bombas de vacío oscilan entre 0,12 y 0,02 bar, lo que supone un grado de vacío de un 90%, aunque no suele ser inferior al 96% (presión absoluta 40 mbar).

A una presión de 40 mbar, corresponde una

temperatura de saturación de 28,98 ºC. El que se emplee un grado de vacío mayor o menor depende de la temperatura del agua de refrigeración disponible en el lugar (temperatura del río o mar). El salto térmico dado entre el vapor de descarga de la turbina y el agua de refrigeración no debe ser muy bajo (>10ºC), para que la superficie de intercambio necesaria no se incremente considerablemente.

2.4.2

Sistemas Binarios Básicos

La Figura 26 representa esquemáticamente una central geotérmica de ciclo combinado, con los aparatos fundamentales para realizar un ciclo de trabajo de Rankine.

2 Generación de electricidad

46

Válvulas de control y parada Torre Refrigeración Evaporador Turbina / Generador 1

Precalentador

5

2 Extractor de arena

Agua auxiliar

Condensador

Bomba de refrigerado

Bomba 3

4

Bomba de condensado

Filtro final

Pozo Inyección

Pozo Producción Bomba de inyección

Figura 26. Esquema simplificado de una planta geotérmica de ciclo binario.

Como se observa en el esquema, suele haber dos etapas en el proceso de intercambio de calor. En el precalentador el fluido de trabajo alcanza su punto de ebullición y entra en el evaporador, del que sale en estado de vapor saturado. El fluido geotérmico se mantiene en todo momento a una presión superior a la de evaporación correspondiente a su temperatura, para evitar la aparición de vapor y gases no condensables que podrían desencadenar la deposición de calcita en las tuberías. La Figura 27 representa un diagrama P-h que muestra los procesos termodinámicos experimentados por el fluido de trabajo a lo largo del ciclo.

2 Generación de electricidad

47

Figura 27. Diagrama P-h de un fluido de trabajo típico en ciclo binario.

El análisis termodinámico del ciclo siguiendo el diagrama P-h, es sencillo. Para su estudio es útil también separar los distintos componentes del circuito.

2.4.3

Turbina

Para simplificar los cálculos, se puede considerar despreciable la variación de las energías cinética y potencial entre la entrada y la salida de la turbina. ft

Turbina / Generador 1

2

Figura 28. Turbina y generador del ciclo binario

Se supone también que la turbina actúa según un proceso adiabático y el flujo másico del fluido es continuo.

2 Generación de electricidad

48

Así, la expresión del trabajo en la turbina es:

W& t = m& ft ⋅ (h1 − h2 ) = m& ft ⋅ η t ⋅ (h1 − h2 )

Ec. 17

, donde ηt es el rendimiento isentrópico de la turbina. 2.4.4

Condensador

La expresión del calor que es necesario extraer al fluido de trabajo y transferir al medio refrigerante es:

Q& C = m& ft ⋅ (h2 − h3 )

Ec. 18

mft 2 Condensador

y

mar x 3

Figura 29. Turbina y generador del ciclo binario

La relación entre los flujos del fluido de trabajo y del agua de refrigeración es:

m& ar ⋅ (h y − hx ) = m& ft ⋅ (h2 − h3 )

_

m& ar ⋅ c ⋅(T y − Tx ) = m& ft ⋅ (h2 − h3 )

Ec. 19

Ec. 20

_

siendo c el calor específico del agua de refrigeración, que debido al pequeño salto térmico entre la entrada y la salida se puede tomar como constante. Para disipar la cantidad de calor de desecho requerida, una torre de refrigeración con un rango determinado Ty − Tx necesitará un flujo másico determinado por la ecuación Ec. 5.

2 Generación de electricidad

2.4.5

49

Bomba de condensado

Para la bomba de condensado se asumen las mismas consideraciones y simplificaciones que para los demás componentes del ciclo.

3 Bomba de condensado 4 Figura 30. Bomba de condensado en el ciclo binario

La expresión de la potencia que la bomba ejerce sobre el fluido de trabajo es:

W& B = m& ft ⋅ (h4 − h3 ) =

m& ft ⋅ (h4 s − h3 )

ηB

Ec. 21

donde η B es el rendimiento isentrópico de la bomba.

2.4.6

Intercambiadores de calor: precalentador y evaporador

El análisis de las partes que componen el intercambiador de calor, es la aplicación directa de los principios termodinámicos y de conservación de la masa.

2 Generación de electricidad

50

1 Evaporador

m fg

a

Precalentador

5

b

c 4

m ft Figura 31. Precalentador y Evaporador del ciclo binario

Se supone que los intercambiadores de calor están suficientemente aislados como para que toda la transferencia de calor se lleve a cabo entre el fluido geotérmico y el fluido de trabajo, y se considera también que el flujo de ambos es continuo, y la diferencia entre sus energías cinética y potencial es despreciable. De esa forma, se tiene la expresión:

m& fg ⋅ (ha − hc ) = m& ft ⋅ (h1 − h4 )

Ec. 22

Si el fluido geotérmico tiene gases y sólidos poco disueltos, la parte izquierda de la ecuación anterior debe ser reemplazada por: _

m& fg ⋅ c fg ⋅(Ta − Tc ) = m& ft ⋅ (h1 − h4 )

Ec. 23

_

, donde c fg es el calor específico medio del fluido geotérmico. El diseño de los intercambiadores de calor requiere analizar otro diagrama termodinámico: el diagrama Temperatura-Transferencia de calor o diagrama T-q.

2 Generación de electricidad

51

Figura 32. Diagrama Temperatura-Transferencia de calor para el precalentador y el evaporador. (DIPI05).

El eje de abscisas representa la cantidad total de calor que pasa del fluido geotérmico al fluido de trabajo, expresada en porcentaje. El eje de ordenadas indica la temperatura alcanzada por el fluido geotérmico y de trabajo en el proceso de intercambio de calor. En el precalentador, el fluido de trabajo recibe el calor necesario como para alcanzar su punto de ebullición, el estado 5. La evaporación ocurre de 5 a 1, siguiendo una isoterma cuando se trata de un fluido de trabajo puro. Existe un punto en el diagrama T-q en que la diferencia de temperatura entre el fluido geotérmico y el de trabajo es mínima y se conoce como punto de estricción o pinch point. El estado de los puntos 4, 5 y 1 deben ser conocidos según las especificaciones del ciclo: el punto 4 corresponde con la salida de la bomba, y su estado es de líquido comprimido; el estado 5 es de líquido saturado a la presión del evaporador; y el estado 1 es vapor saturado, y las mismas condiciones que la entrada a la turbina. Así, los dos intercambiadores de calor deben ser analizados por separado. _

Precalentador:

m& fg ⋅ c fg ⋅(Tb − Tc ) = m& ft ⋅ (h5 − h4 )

Evaporador:

m& fg ⋅ c fg ⋅(Ta − Tb ) = m& ft ⋅ (h1 − h5 )

_

Ec. 24

Ec. 25

2 Generación de electricidad

2.4.7

52

Análisis global del ciclo

La expresión del rendimiento térmico del ciclo binario es:

η th =

W& neto

Ec. 26

Q& Pr ec / Evap

Dado que la potencia neta del ciclo es la diferencia entre la potencia térmica de entrada y la potencia térmica desechada, la fórmula se puede escribir de la siguiente manera:

η th = 1 −

Q& c Q& Pr ec / Evap

= 1−

h2 − h3 h1 − h4

Ec. 27

Estas fórmulas son aplicables al ciclo, no a la planta. Si la potencia neta se utiliza para suministrar necesidades de potencia auxiliares como las bombas de extracción, ventiladores de las torres de refrigeración, iluminación, etc., todas esas cargas deben ser sustraídas de la potencia neta del ciclo, para obtener la potencia neta de la planta. Los ciclos binarios suelen tener unos rendimientos térmicos de valores alrededor del 10-13%, por lo que cualquier reducción de potencia puede tener un impacto considerable en el funcionamiento de una central.

2.5

Selección del Fluido de Trabajo La selección del fluido de trabajo es una decisión muy importante en la fase de

diseño, ya que tiene mucha influencia en el posterior funcionamiento de la planta binaria. Se deben tener en cuenta las propiedades termodinámicas de los fluidos, así como otras consideraciones de seguridad, salud e impacto ambiental.

2 Generación de electricidad

2.5.1

53

Propiedades termodinámicas

La siguiente tabla muestra algunos candidatos típicos usados como fluidos de trabajo y sus propiedades termodinámicas relevantes. Se incluye el agua pura para compararlos. Claramente, todos los fluidos candidatos tienen temperaturas críticas y presiones mucho menores que las del agua.

Fluido

Fórmula

TC

PC

PC @ 300K

Ps @ 400K

(º C)

(MPa)

(MPa)

(MPa)

Propano

C3H8

96.95

4.236

0.9935

-

i-Butano

i-C4H10

135.92

3.685

0.3727

3.204

n-Butano

C4H10

150.8

3.718

0.2559

2.488

i-Pentano

i-C5H12

187.8

3.409

0.09759

1.238

n-Pentano

C5H12

193.9

3.240

0.07376

1.036

Amoníaco

NH3

133.65

11.627

1.061

10.3

Agua

H2O

374.14

22.089

0.003536

0.24559

Tabla 3. Propiedades termodinámicas de algunos fluidos de trabajo para plantas binarias. (DIPI05).

Otra característica importante de los fluidos de trabajo candidatos es la forma de la curva de vapor saturado, en coordenadas T-s. Dicha curva para el agua tiene una curva negativa en todo momento. Sin embargo, algunos hidrocarbonos y refrigerantes presentan una pendiente positiva en algunos tramos de la curva de saturación. Este retroceso en la curva hace que pueda no ser necesario sobrecalentar el fluido de trabajo para tener vapor sobrecalentado después de la expansión en la turbina.

2 Generación de electricidad

2.5.2

54

Consideraciones de seguridad, salud e impacto ambiental

También hay que considerar las propiedades medioambientales, de salud y seguridad de los potenciales fluidos de trabajo, a la hora de escoger el más apropiado para una planta de ciclo binario. Estas propiedades incluyen inflamabilidad, toxicidad, potencial de destrucción de ozono (ODP) y potencial de calentamiento global (GWP). La tabla siguiente resume estas propiedades para algunos fluidos de trabajo. En la comparación también se incluyen dos clorofluorocarbonos, el R-12 y el R-114, que eran usados hace algunos años. Sin embargo, debido a sus elevados ODP y GWP, ambos han sido prohibidos. Todos los hidrocarbonos candidatos a ser utilizados como fluidos de trabajo son obviamente inflamables, y necesitan la instalación de equipos adecuados de protección contra incendios. El ODP están normalizados en 1.0 para los refrigerantes R-11 y R-12 que son los peores en este aspecto. El GWP está normalizado en 1.0 para el dióxido de carbono.

Fluido

Fórmula

Toxicidad

Inflamabilidad

ODP

GWP

R-12

CCl2F2

No tóxico

No inflamable

1.0

4500

R-114

C2Cl2F4

No tóxico

No inflamable

0.7

5850

Propano

C3H8

Baja

Muy alta

0

3

i-Butano

i-C4H10

Baja

Muy alta

0

3

n-Butano

C4H10

Baja

Muy alta

0

3

i-Pentano

i-C5H12

Baja

Muy alta

0

3

n-Pentano

C5H12

Baja

Muy alta

0

3

Amoníaco

NH3

Tóxico

Baja

0

3

Agua

H2O

No tóxico

No inflamable

0

-

Tabla 4. Propiedades medioambientales, seguridad y salud de algunos fluidos de trabajo para plantas binarias. (DIPI05).

3 Aspectos Ambientales de la Geotermia

3 Aspectos ambientales de la geotermia

3

56

Aspectos ambientales de la geotermia

Durante la década de los años 1960, cuando el medio ambiente estaba menos dañado que en la actualidad y se estaba menos preocupado por las amenazas de la Tierra, la energía geotérmica era aún considerada una “energía limpia”. Actualmente no hay forma de producir o transformar energía a una forma que sea utilizable por el hombre sin ocasionar algún impacto directo o indirecto sobre el ambiente. Incluso la forma más antigua y simple de producir energía térmica, quemando madera, tiene un efecto nocivo y se puede decir que la deforestación, unos de los mayores problemas de los años recientes, empezó cuando nuestros ancestros cortaron árboles para cocinar y calentar sus casas. La explotación de la energía geotérmica también tiene un impacto sobre el ambiente, pero sin duda es una de las formas de energía menos contaminante. Se han construido centrales geotérmicas en campos de cultivos, áreas de recreo boscosas, en desiertos frágiles y en zonas de bosque tropical. Debido a que funcionan con éxito, y el entorno no se ha visto afectado, se puede considerar que el impacto ambiental de este tipo de energía es escaso.

Figura 33. Plantas geotérmicas en una plantación de maíz de Filipinas, en los Lagos Mammoth de California, en el Desierto Mojave de California y en un bosque tropical, en Mt. Apo, Filipinas. (GEO_00).

3 Aspectos ambientales de la geotermia

57

Sin embargo, es necesario analizar los aspectos ambientales relacionados con la producción de electricidad mediante energía geotérmica, para tener un mayor conocimiento de su impacto sobre el ambiente y decidir así la viabilidad de su uso en diferentes entornos.

3.1

Fuentes de contaminación En la mayoría de los casos el grado con que la explotación geotérmica afecta al

ambiente es proporcional a la magnitud de su explotación (LUNI91). El mayor impacto suele ser el visual, ya que las plantas geotérmicas se ubican en campos geotérmicos que suelen coincidir con espacios de gran valor natural y paisajístico (géiseres, termas, volcanes, etc.). La Tabla 4 resume la probabilidad y la gravedad relativa de los efectos de un proyecto geotérmico para usos directos sobre el ambiente. La generación de electricidad en plantas de ciclo binario afectará al ambiente en la misma forma que los usos directos del calor. Los efectos son bastante mayores en el caso de plantas eléctricas convencionales de contrapresión o condensación, especialmente respecto de la calidad del aire, pero pueden mantenerse dentro de límites aceptables.

3 Aspectos ambientales de la geotermia

58

Impacto

Probabilidad de ocurrencia

Gravedad de las consecuencias

Contaminación del aire

Baja

Media

Contaminación de agua

Media

Media

Contaminación del subsuelo

Baja

Media

Subsidencia de terreno

Baja

Baja a Media

Altos niveles de ruidos

Alta

Baja a Media

Reventones de pozos

Baja

Baja a Media

Conflictos con aspectos culturales

Baja a Media

Media a Alta

Problemas Socio-económicos

Baja

Baja

Contaminación química o térmica

Baja

Media a Alta

Emisión de ruidos sólidos

Media

Media a Alta

superficial

y arqueológicos

Tabla 5. Probabilidad y gravedad del impacto potencial sobre el ambiente de los proyectos de uso directo. (LUNI91).

Cualquier modificación del ambiente debe evaluarse cuidadosamente, de acuerdo con las disposiciones legales, pero también debido al hecho de que una aparentemente insignificativa modificación podría desencadenar una serie de eventos cuyo impacto es difícil de evaluar completamente de antemano. Por ejemplo, un mero incremento de 2-3°C en la temperatura de un volumen de agua debido a la descarga del agua de desecho de una planta podría dañar su ecosistema. Las plantas y organismos animales más sensibles a las variaciones de temperaturas podrían desaparecer, dejando a algunas especies de peces sin su principal fuente de alimentación. Asimismo, debido al incremento en la temperatura del agua, otras especies de peces verían impedido el desarrollo normal de sus puestas de huevos. Si estos peces son comestibles y proporcionan los nutrientes básicos necesarios a una comunidad de pescadores, su desaparición podría llegar a ser crítica para la comunidad. Se va a analizar el impacto de las fuentes de contaminación, dependiendo de si afectan a: recursos hídricos, recursos del aire o recursos de la tierra.

3 Aspectos ambientales de la geotermia

3.2

59

Recursos de la tierra El primer efecto perceptible sobre el ambiente es el de la perforación, ya sean pozos

someros para medir el gradiente geotérmico en la fase de estudio, o bien pozos exploratorios o de producción. Se tiene que analizar cómo influye a los recursos de la tierra la instalación de la maquinaria de sonda y de todo el equipo accesorio vinculado a la construcción de caminos de acceso y a la plataforma de perforación. Esta última requiere un área que va de los 300-500 m2 para una pequeña sonda montada en camión (profundidad máxima de 300-700 m) hasta los 1200–1500 m2 para una sonda pequeña o mediana (profundidad máxima de 2000 m). Estas operaciones modificarán la morfología superficial del área y podrían dañar las plantas y la vida silvestre local. Normalmente los impactos sobre el medio ambiente causados por la perforación terminan una vez que estos son completados. La extracción de grandes cantidades de fluidos de un reservorio geotermal puede ocasionar fenómenos de subsidencia, esto es, un gradual hundimiento del terreno. Si no se controla de forma adecuada, se puede producir la disminución de los niveles de agua subterránea, con las consiguientes pérdidas de presión, hundimientos del terreno, y compactación de formaciones rocosas. Este fenómeno es irreversible, pero no catastrófico ya que es un proceso lento que se distribuye sobre grandes áreas. En varios años de descenso de la superficie de la tierra podrían alcanzarse niveles detestables, en algunos casos de unas pocas decenas de centímetros e incluso metros, y por lo tanto debería ser controlado de forma sistemática, ya que podría afectar la estabilidad de las construcciones geotermales y algunos hogares del vecindario. En muchos casos la subsidencia puede ser evitada o reducida mediante la reinyección de las aguas geotermales previamente utilizadas. Dicha eliminación y/o reinyección de los fluidos geotermales puede provocar o aumentar la frecuencia sísmica en ciertas áreas. Sin embargo se trata de micro-sismos que sólo pueden detectarse mediante instrumentos.

3 Aspectos ambientales de la geotermia

3.3

60

Recursos Hídricos La contaminación de las aguas superficiales puede producirse por el vertido o

acumulación de fluidos geotérmicos ó la descarga de aguas de desecho. Debido a las altas concentraciones de constituyentes como: sodio, potasio, calcio, flúor, magnesio, silicatos, yodatos, antimonio, estroncio, bicarbonato, boro, litio, arsénico, sulfuro de hidrógeno, mercurio, rubidio, amoníaco, etc., en este caso se trata de contaminación química, pues todos ellos influyen, en distinto grado, en un ecosistema acuático. El vertido de fluido suele ser debido a reventones durante la extracción de fluido. Por ese motivo, cuando se perforan pozos geotérmicos y para evitar los reventones, deben instalarse unos dispositivos denominados BOT (blow-outs preventers), presuponiendo altas temperaturas y presiones (Lunis y Breckenridge, 1991).

3.3.1

Reinyección del fluido-vapor y gases no condensables

La reinyección tiene la doble finalidad de evitar la contaminación de suelos y ríos, y restituir al yacimiento una parte del agua extraída para prolongar la vida útil del campo geotérmico. Los pozos de reinyección están convenientemente ubicados en la periferia de las áreas en las cuales se localizan los pozos productores, a una distancia tal que permite que las aguas que son restituidas al yacimiento a temperaturas inferiores a las de extracción tengan suficiente tiempo de residencia para que se calienten antes de llegar a los pozos productores, y su temperatura es controlada sistemáticamente. Las aguas residuales son llevadas por gravedad desde los separadores ciclónicos hasta los pozos inyectores, para ser devueltas al yacimiento. Para evitar cualquier tipo de derrame o contaminación superficial, el transporte

de los fluidos geotérmicos se

realiza por medio de tuberías de acero en un circuito cerrado, que lleva el fluido bifásico de los pozos productores a las estaciones de separación y a los pozos para reinyectar en lo que se denomina sistema de “reinyección en caliente”. Cuando por alguna razón las aguas no pueden ser reinyectadas en caliente, se utiliza un sistema conocido como “reinyección en frío”, que se usa por períodos cortos.

3 Aspectos ambientales de la geotermia

61

En este segundo caso, se usa un alcantarillado de tubos de cemento que interconecta todas las plataformas de perforación y las estaciones de separación con lagunas impermeabilizadas en las cuales se acumula el agua antes de ser enviada al pozo de reinyección. En la central Miravalles de Costa Rica, se tiene constancia de resultados positivos en ambos cometidos, pues desde que la planta entró en línea no se ha tenido ningún derrame de fluidos geotérmicos y por medio de controles químicos de las aguas, que se realizan periódicamente, se tiene evidencia de que una parte del agua reinyectada recarga el yacimiento.

3.3.2

Depósito de CaCO3 en fracturas

Hay campos en los cuales las aguas geotérmicas cuando se mueven desde el yacimiento hacia la superficie dan origen dentro de la tubería que recubre el pozo, en correspondencia del punto de vaporización, a una reacción química que produce y deposita carbonato de calcio (CaCO3). Si la formación de carbonato no es evitada, en pocas semanas se obstruye el pozo y cesa la producción.

Figura 34. Depósito de calcita, CaCO3, en el revestimiento de una tubería. (MAIN05).

3 Aspectos ambientales de la geotermia

62

Por esta razón, es necesario instalar un sistema para inhibir la formación de calcita. Este sistema consiste en un tubo de acero inoxidable de menos de 1cm de diámetro, que se hace descender dentro del pozo y a través del cual se bombea unos 100 m por debajo del punto de vaporización una solución del inhibidor de formación de calcita, usualmente un poliacrilato estable a altas temperaturas.

Figura 35. Sistema de inhibición de CaCO3. (MAIN05).

Cuando como resultado de la explotación comercial del campo, el nivel freático en el yacimiento desciende, el punto de vaporización se desplaza hacia las fracturas de la formación rocosa circunstante y consecuentemente, la reacción química que produce carbonato emigra a la formación y no puede ser inhibida por la imposibilidad de hacer llegar la solución con la sustancia inhibidora.

3 Aspectos ambientales de la geotermia

3.3.3

63

Acidez del fluido del yacimiento geotérmico

Otro aspecto ambiental a tener en cuenta a la hora de explotar un yacimiento geotérmico, es el pH del fluido extraído. En ocasiones, existen yacimientos dentro de un mismo campo geotérmico con similar composición química, idéntico contenido de gases no condensables y misma temperatura, pero distinta acidez. Para evitar la corrosión de las tuberías a contacto con los fluidos ácidos, las aguas de estos pozos son neutralizadas. Para la neutralización, se usa un sistema similar al usado en el proceso para inhibición de formación de carbonato de calcio. En este caso, se inyecta en cada pozo una solución de hidróxido de sodio (NaOH) para elevar el pH a valores cercanos a 5,5 y anular así la capacidad corrosiva de estas aguas. Las aguas de desecho de las plantas geotérmicas tienen también una mayor temperatura que la del ambiente y por lo tanto constituyen una potencial contaminación termal. Las aguas deben ser enfriadas en piletas o estanques especiales de almacenamiento para evitar modificaciones de los ecosistemas acuáticos naturales: ríos, lagos e incluso el mar.

3.4

Recursos del aire Las centrales geotérmicas de generación de electricidad no queman combustible ni

emiten humo. Sin embargo, sí hay ciertas emisiones gaseosas y líquidas que hay que considerar. Durante la operación normal de las plantas geotérmicas, se producen gases no condensables, los cuales son liberados a la atmósfera junto con el vapor. Estos vertidos gaseosos están compuestos principalmente por dióxido de carbono y sulfuros de hidrógeno, con trazas de amoníaco, hidrógeno, nitrógeno, metano, radón y algunas especies volátiles como boro, arsénico y mercurio, las cuales deberán ser tratadas antes de su vertido. De este tipo de gases, los que revierten importancia debido a sus efectos, ya sea sobre el medio o sobre la salud de las personas, son el dióxido de carbono (CO ) 2

y el sulfuro de hidrógeno (H S). 2

3 Aspectos ambientales de la geotermia

64

Dióxido de carbono (CO ): El CO es un gas que se encuentra de forma natural en la 2

2

atmósfera, es inodoro y de sabor ácido. El dióxido de carbono también está presente en los fluidos utilizados en las plantas geotermoeléctricas. Sin embargo, en estas plantas se descarga mucho menos C02 que en las plantas alimentadas por combustibles fósiles: 13-380 g. por cada Kwh. de electricidad producida en plantas geotérmicas, comparado con los 1042 g/Kwh. de las plantas de gas natural (Fridleifsson, 2001). En altas concentraciones produce confusión mental, dolor de cabeza y finalmente pérdida de conciencia. Inclusive puede ocasionar la muerte debido a alteración del pH de la sangre. Sulfuro de Hidrógeno (H S): El H S es un gas venenoso que al igual que el CO se 2

2

2

encuentra en el aire proveniente de fuentes naturales tales como volcanes, fumarolas y materia orgánica en descomposición. El H S en bajas concentraciones causa efectos 2

negativos en la flora. En los humanos causa lagrimeo, irritación de la mucosa nasal y afecta la visión debido a efectos en las corneas. El umbral de olor para el sulfuro de hidrógeno en el aire es alrededor de 5 partes por billón en volumen y ciertos efectos fisiológicos leves pueden ocasionarse a concentraciones levemente mayores (Weres, 1984). En muy altas concentraciones puede ocasionar la muerte. En el caso concreto de Costa Rica, los pozos de los dos campos geotérmicos Miravalles y Pailas, producen una mezcla bifásica de un yacimiento con pH 6, con 5.000 p.p.m. de sólidos totales disueltos y temperaturas que oscilan entre 240 y 260 °C. La mezcla se separa en separadores ciclónicos. Después de la separación, el vapor junto con los gases no condensables es enviado a la planta. Después de pasar por la turbina, el vapor es condensado y bombeado a las torres de enfriamiento en donde los gases no condensables son dispersados en la atmósfera a través de las columnas ascendentes que allí se forman. En promedio, en el sector central de Miravalles, donde hay instalados 134 Mw., los gases no condensables son el 0,8 % p/p del vapor. En el sector norte hay más gas, (y menos potencia instalada, 29,5 Mw.), y el contenido promedio es de 1,5% p/p. En el campo geotérmico Pailas el porcentaje de gases no condensables es del 0.2% p/p. En ambos campos la composición de los gases no condensables es aproximadamente la siguiente: 99% C03, 0,8% H2S y el restante 0,2% corresponde a N2, CH4, H2 y a trazas de otros gases.

3 Aspectos ambientales de la geotermia

65

Ruido: El ruido asociado al funcionamiento de plantas geotermales puede ser un problema cuando se trata de plantas geotermoeléctricas. Hay que identificar los sitios de interés desde el punto de vista de impacto del ruido para la salud humana o los más vulnerables de ser afectados por cambios en los niveles de presión sonora dentro de las áreas de influencia ambiental del proyecto geotérmico. En estos sitios, se monta una campaña intensiva de mediciones de los niveles de ruido, la cual consiste en tomar mediciones en cada uno de esos sitios tres veces al día (en horas de la mañana, medio día y en la noche). Como el oído humano no responde igual a todas las frecuencias de un ruido, el sonido se mide en decibelios A (dBA), una unidad de nivel sonoro medido con un filtro previo que quita parte de las bajas y las muy altas frecuencias. De esta manera, antes de la medición se conservan solamente los sonidos más dañinos para el oído, razón por la cual la exposición medida en dBA es un buen indicador del riesgo auditivo.

Durante la fase de producción ocurre el mayor grado de ruido del vapor transportado a través de las tuberías y la ocasional descarga de vapor, aunque normalmente estos son aceptables. En las plantas eléctricas la principal contaminación acústica proviene de los ventiladores de las torres de enfriamiento, de los inyectores de vapor y el zumbido de las turbinas (Brown, 2000).

4 Complejo Geotérmico Miravalles

4 Complejo Geotérmico Miravalles

4

4.1

67

Complejo Geotérmico Miravalles

Explotación de los recursos geotérmicos El Campo Geotérmico Miravalles está ubicado en las faldas del Volcán Miravalles,

en La Fortuna de Bagaces, Guanacaste (Costa Rica).

Figura 36. Campo Geotérmico Miravalles. (MOYA05).

Este complejo geotérmico consta de cuatro plantas con una capacidad instalada total de 142,5 MW. Entre la conclusión de una planta y otra, se colocaron dos pequeñas plantas a boca de pozo de 5 MW cada una, para aprovechar el vapor de los nuevos pozos destinados a la planta en construcción. Estas dos unidades a boca de pozo alquiladas a la Comisión Federal de Electricidad de México (CFE), estuvieron generando entre 1996 y 1998. Ambas se alimentaban de los pozos ya perforados que iban a ser utilizados para la Unidad II. Así fue como este convenio establecía que el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) le vendía el fluido geotérmico a la CFE, quien se encargaba de generar la electricidad que posteriormente era vendida a su vez

4 Complejo Geotérmico Miravalles

68

al ICE. Una de las unidades operó con el pozo PGM-45 desde Septiembre de 1996 hasta Diciembre de 1998, y la segunda operó con el pozo PGM-29 desde Febrero de 1997 hasta Abril de 1998.

Figura 37. Campo Geotérmico Miravalles. (MOYA05).

4 Complejo Geotérmico Miravalles

69

En el campo geotérmico Miravalles a finales del 2001, se habían perforado 54 pozos geotérmicos de producción, reinyección y observación. Las profundidades de estos pozos están comprendidas entre los 853 m. y los 3.200 m. de profundidad, y el tamaño de sus diámetros va desde los 66 cm. en la superficie y hasta unos 27-21 cm. en la parte más profunda del pozo. Cada pozo tiene un costo aproximado de un millón de dólares. En la Tabla 6 se muestran algunas características de varios de estos pozos:

Máxima

Elevación

Profundidad

Nivel

m.s.n.m

m

Hidráulico m

PGM-01

667

1300

374

239 D

6

PGM-02

739

2000

377

229 E

Reinyector

PGM-03

605

1162

326

240 E

6

PGM-04

436

2185

240

170 E

Reinyector

PGM-05

586

1854

238

237 D

4

PGM-10

653

1804

297

236 D

4

PGM-11

719

1454

362

244 D

5

PGM-15

559

3022

310

247 E

Reinyector

PGM-29

473

1388

155

230 D

12

PGM-45

593

959

300

240 D

14

PGM-46

584

1198

261

235 D

8

PGM-49

535

1309

209

232 D

8

Pozo

Temperatura

Potencia MW

ºC

Tabla 6. Características de los pozos geotérmicos. (BREN01)

Con:

· D = indica que la medida de la temperatura se obtuvo en condiciones dinámicas (pozo produciendo). · E = indica que la medida de la temperatura se obtuvo en condiciones estáticas (pozo cerrado). · m.s.n.m = metros sobre el nivel del mar. · MW = Mega vatios. · m = metros. · ºC = grados centígrados.

4 Complejo Geotérmico Miravalles

70

Tanto las características físicas (nivel hidráulico, temperatura) como las características químicas (pH, Sodio, Cloruros, Sílice, etc.) de los pozos, corresponden a condiciones normales y propias de un ambiente geotérmico. En la Tabla 7 se indica la forma en que se ha incrementado la capacidad instalada y en cuánto más se ha planeado incrementarla en el futuro. En esta misma tabla se indica el nombre de la unidad, la fecha de inicio de generación, la fecha de terminación de generación, la potencia y a qué institución pertenece la unidad.

Nombre de la

Fecha de inicio de

Fecha de final de

Potencia (MW)

Pertenece a

Unidad

generación

generación

Unidad I

3/1994

—

55.0

ICE

UBP-1

1/1995

—

5.0

ICE

UBP-2

9/1996

4/1999

5.0

CFE

UBP-3

2/1997

4/1998

5.0

CFE

Unidad II

8/1998

—

55.0

ICE

Unidad III

3/2000

—

27.5

BOT

Unidad V

6/2003

10.0 - 20.0

ICE

Tabla 7.Datos de generación de las unidades del complejo Miravalles. (BREN01)

Notas: ICE: Instituto Costarricense de Electricidad. CFE: Comisión Federal de Electricidad (México) UBP: Unidad de Boca de Pozo

4.1.1

Unidad I

Esta unidad fue inaugurada el 25 de Marzo de 1994, y es la primera planta de este tipo que el Instituto Costarricense de Electricidad instaló en Costa Rica. La Unidad I tiene una capacidad de generación de 55 MW. Sin embargo, su diseño le permite trabajar con una sobrecarga, por lo que su generación real es de 60 MW. El aporte de la energía geotérmica representó un 5 % de la generación eléctrica total del país en el año 1994.

4 Complejo Geotérmico Miravalles

71

Esta unidad trabaja con la explotación de 11 pozos productores, 5 pozos reinyectores en caliente y 1 pozo reinyector en frío. Para su funcionamiento normal, requiere de 420 toneladas de vapor por hora. Los pozos productores alimentan con fluido bifásico tres estaciones separadoras o satélites, los cuales tienen la función de separar el vapor del líquido. Dichas estaciones separadoras se encargan de suplir el vapor a la planta y de enviar el líquido a los pozos reinyectores.

Figura 38. Unidad I de la planta Miravalles (BREN01).

4.1.2

Unidad II

En Agosto de 1998 se incorporó al Sistema Nacional Interconectado la Unidad II, también de 55 MW, aunque oficialmente no fue inaugurada hasta 1999. Al igual que la Unidad I, la Unidad II también es capaz de producir 60 MW cuando se opera con sobrecarga. Con la entrada en operación de esta unidad, se dio por concluido el convenio entre el ICE y la Comisión Federal de Electricidad de México, razón por la cual, las dos unidades de Boca de Pozo concluyeron su contribución de energía en el Campo Geotérmico Miravalles. Para 1998 la producción de la energía geotérmica se incrementó en un 8 % con la incorporación de la Unidad II y se mantuvo entre un 8,8 % y 10,5 % durante los años 1999 y 2000.

4 Complejo Geotérmico Miravalles

72

La construcción de la Unidad II, se diseñó para ser interconectada con la Unidad I. Ambas funcionan entrelazadamente, es decir, el vapor a utilizar por ambas unidades llega a colectores independientes que están interconectados entre sí. La segunda etapa del campo Miravalles se planteó siguiendo básicamente la misma línea que en la primera etapa. Es decir, una vez identificada la zona de producción y reinyección, se asignaron los pozos correspondientes. En esta ocasión también se utilizaron tres estaciones separadoras, las cuales se alimentan por dos o tres pozos geotérmicos. Además de los pozos ya en uso para la Unidad I, fueron necesarios 5 pozos productores adicionales y 6 pozos reinyectores más para operar la Unidad II. En resumen, para obtener la generación de las Unidades I y II se cuenta con 16 pozos productores y 10 pozos reinyectores. En esta nueva etapa, se aprovechó la ocasión para optimizar el sistema de reinyección del líquido geotérmico producido por ambas unidades. El líquido a reinyectar se transporta hacia la zona sur del campo, utilizando tres tuberías principales, denominadas también “colectores de reinyección”. Para que el funcionamiento del sistema de reinyección fuera óptimo, se previó la incorporación de los fluidos a reinyectar, provenientes de la Unidad III.

4.1.3

Unidad III. Construir, Operar y Transferir (BOT)

Inaugurada en el año 2000, la Unidad III tiene una capacidad instalada de 27.5 MW. Esta unidad productora se ubica en la zona norte del campo. Para la Unidad III se construyó una nueva unidad de separación. Esta nueva estación separadora se alimenta en la actualidad por 5 pozos productores. No fue necesario perforar más pozos de reinyección pues se disponía de capacidad de aceptación en los pozos reinyectores utilizados para las Unidades I y II. La construcción y la operación de la Unidad III fue licitada públicamente en un esquema “B.O.T” (Construir, Operar y Transferir: “Build, Operate and Transfer”). Geoenergía de Guanacaste fue la compañía que ganó la adjudicación del contrato, en el cual se establece que la Unidad III será transferida al ICE en el año 2015; es decir, 15 años después de que Geoenergía de Guanacaste la haya operado.

4 Complejo Geotérmico Miravalles

4.1.4

73

Unidad V

El objetivo de la construcción de la Unidad Miravalles V fue aumentar la potencia de salida de la central sin perforar nuevos pozos de producción o reinyección, para lo cual es necesario hacer uso de la energía remanente en el fluido geotérmico residual de las siete estaciones de separación existentes. Es por tanto importante conocer las propiedades de la salmuera de desecho y la localización de las tuberías que la transportan a los pozos de reinyección, para establecer la posición óptima de la planta en el campo geotérmico.

Figura 39. Separadores ciclónicos y pozos de inyección en caliente en el Campo Geotérmico Miravalles. (MOYA05).

4 Complejo Geotérmico Miravalles

4.2

74

Opciones de diseño: Unidad V Segunda vaporización – Tecnología Flash-Steam El fluido de desecho de las otras unidades se sometería a una segunda vaporización,

utilizando tecnología flash-steam. Problemas: 1. Las condiciones óptimas de vaporización con salmuera a 165 ºC requieren que la etapa de vaporización tendría que operar por debajo de la presión atmosférica, a unos 0,65 bares. 2. Habría sobresaturación de sílice en la última etapa de vaporización y en las tuberías y pozos de inyección

Planta binaria – Ciclo Orgánico de Rankine Esta planta utilizaría dos fluidos: un fluido de trabajo que sería el usado por la planta internamente, y el otro fluido el que va a ser reinyectado y procede de las otras unidades. Problemas: 1. La temperatura de la salmuera a la salida de una unidad de ciclo binario es un parámetro crítico que influye en la potencia de salida y la potencial deposición de sílice. 2. Si la salmuera tiene una temperatura baja en relación con el reservorio geotérmico, puede provocar un excesivo enfriamiento de éste al ser reinyectada. El Instituto Costarricense de Electricidad, ICE, llevó a cabo un proceso de ofertas para seleccionar la mejor alternativa. Cada compañía fue evaluada en varias áreas: experiencia técnica, aspectos legales y coste por Kwh. Se escogió la alternativa con un coste por Kwh más bajo. La oferta vencedora fue la de la empresa Ormat Inc., para la construcción de una planta de ciclo binario de 15,5 MW. Su construcción se llevó a cabo por personal del ICE y su coste fue de 22.700.00 $.

4 Complejo Geotérmico Miravalles

4.3

75

Descripción de la Unidad V Como se ha indicado, la unidad V del campo geotérmico Miravalles es una planta

de ciclo binario. Un esquema simplificado de una planta geotérmica de ciclo binario para la generación de electricidad se muestra en la Figura 40.

Figura 40. Planta geotérmica de ciclo binario para la generación de electricidad. (www.grupoice.com)

Como las plantas de ciclo binario y el ciclo de rankine ya han sido estudiados de forma exhaustiva en el Capítulo 2, se procede ahora a analizar las particularidades de la Unidad Miravalles V.

4 Complejo Geotérmico Miravalles

La Unidad 5 consiste en dos unidades binarias idénticas, OEC-1 y OEC-2.

Figura 41. Esquema de la Unidad Miravalles V. (MOYA05).

Cada uno de los dos módulos idénticos se compone de: · 2 turbinas · 1 generador eléctrico · 4 condensadores · 2 recuperadores de calor · 2 bombas de pentano · 2 precalentadores · 2 evaporadores

76

4 Complejo Geotérmico Miravalles

Figura 42. Módulos de la Unidad Miravalles V. ( MOYA05).

Figura 43. Módulos de la Unidad Miravalles V. (MOYA05).

77

4 Complejo Geotérmico Miravalles

Figura 44.Transporte del fluido geotérmico en la Unidad Miravalles V. (MOYA05).

Figura 45.Transporte del fluido geotérmico en el módulo OEC-1 de Miravalles V. (MOYA05).

78

4 Complejo Geotérmico Miravalles

79

Figura 46.Transporte del fluido geotérmico en el módulo OEC-2 de Miravalles V (MOYA05).

DATOS · La Unidad 5 del campo geotérmico Miravalles es una planta de ciclo binario. · Se construyó e instaló en 14 meses, desde Noviembre de 2002 hasta Diciembre de 2003. El coste fue de 22.700.000 $. · La Unidad 5 comenzó a producir electricidad en Enero de 2004. · La potencia de la unidad es de 15,5 MW, y no ha requerido la perforación de ningún pozo. · No produce emisiones a la atmósfera, salvo el vapor de agua de las torres de refrigeración y una pequeña pérdida anual de pentano (0.0001%). · Tampoco supone contaminación visual, puesto que está situada por debajo del nivel de la principal carretera que trascurre cerca del campo geotérmico.

4 Complejo Geotérmico Miravalles

4.4

80

Estudio de Viabilidad Técnica

4.4.1

Cambio del Fluido de Trabajo. Justificación.

Una vez se ha construido una central de ciclo binario, los componentes principales tales como la turbina o el precalentador, si trabajan bajo las condiciones de operación y mantenimiento adecuadas, no habrá que cambiarlas a lo largo de la vida útil de la planta. Sin embargo, hay que prestar atención a los avances que continuamente se realizan sobre los fluidos de trabajo, por si conviniera cambiarlo en algún momento de la vida de la planta. Según se investiga con nuevos fluidos, se descubren las excelentes propiedades termodinámicas de algunos refrigerantes, que permiten utilizarlos como fluidos de trabajo en plantas de ciclo binario para la generación de electricidad trabajando según un ciclo de Rankine. La Unidad V de la central Miravalles utiliza como fluido de trabajo el n-pentano. Se trata de un fluido de frecuente aplicación, pues sus propiedades termodinámicas hacen viable su uso en procesos de generación de electricidad. Sin embargo, como se ha sugerido en el Capítulo 2, a la hora de elegir el fluido de trabajo, se debe elegir el mejor posible de entre todos los candidatos, atendiendo no sólo a sus propiedades termodinámicas, sino también a las medioambientales, de salud y seguridad. Y por supuesto, también hay que tener en cuenta el medio en el que se enmarca la central. El entorno del campo geotérmico Miravalles es una de las muchas áreas protegidas de Costa Rica, debido a su rico ecosistema. El volcán Miravalles se encuentra a 2.028 metros sobre el nivel del mar, siendo el más alto de la cordillera volcánica de Guanacaste. Las laderas del volcán están pobladas de bosque húmedo y muy húmedo, y son el hogar para un gran número de mamíferos y aves. Como se ha visto anteriormente, al ser el n-pentano un hidrocarbono, presenta un alto grado de inflamabilidad. Teniendo en cuenta el valor medioambiental y la biodiversidad de su entorno, un incendio en la planta es algo nada deseable. Además, el n-pentano presenta un índice de potencial de calentamiento global (GWP) de 3, tomando como referencia el potencial del dióxido de carbono. Eso quiere decir que contribuye a la intensificación del efecto invernadero en mayor medida que lo hace el CO2.

4 Complejo Geotérmico Miravalles

81

En la tabla siguiente se presentan, junto con las del agua, las propiedades anteriores para el n-pentano y dos posibles fluidos de trabajo a considerar como alternativa del npentano.

Fluido

Fórmula

Toxicidad

Inflamabilidad

ODP

GWP

Agua

H2O

No tóxico

No inflamable

0

-

n-Pentano

C5H12

Baja

Muy alta

0

3

Amoníaco

NH3

Tóxico

Baja

0

3

R245fa

CF3CH2CHF2

Baja

No inflamable

0

Baja

Tabla 8. Propiedades termodinámicas de algunos fluidos de trabajo para plantas binarias. (DIPI05).

4.4.2

Metodología

Para poder proponer alguna modificación en la planta, primero hay que conocer adecuadamente los distintos componentes que la conforman y los procesos que en ellos tienen lugar. Con los datos facilitados en el libro Geothermal Power Plants, de Ronald DiPippo, se modela la planta. Para ello se utiliza el software EES, Engineering Equation Solver. Una vez se tiene modelada la planta se plantean las ecuaciones de los distintos componentes, de forma que puedan conocerse sus parámetros más importantes. Con dichos parámetros y los propios del ciclo termodinámico, se va a modelar la planta cambiando de fluido de trabajo. Se prueba con amoníaco y con refrigerante R-245fa. Los resultados para el amoníaco no resultaron adecuados debido a dos problemas fundamentalmente: 1.- Al no tener retroceso la curva de saturación del diagrama T-s, la expansión se hacía dentro de la campana, por lo que la turbina trabajaría con una mezcla bifásica que provoca mayor erosión y proporciona menor rendimiento. 2.- La temperatura de condensación a la presión de salida de la turbina queda por debajo de cero. Por supuesto esta temperatura es menor que la del agua de refrigeración disponible, y el proceso ya no se podría hacer con agua.

4 Complejo Geotérmico Miravalles

4.4.3

82

Fluido: n-pentano

El esquema de la planta binaria Miravalles V, con los subíndices utilizados para hallar las propiedades en cada punto, es el siguiente:

Figura 47.Una de las dos unidades que forman la Unidad Miravalles V. (DIPI05).

Los datos de presión y temperatura de algunos de los puntos son conocidos. Otros datos, como la potencia de salida o los flujos másicos del n-pentano y la salmuera también son conocidos. Introduciendo en el programa EES los datos, y las ecuaciones de cada componente, se modela la planta y se obtienen las condiciones termodinámicas de cada punto, para así poder conocer cualquier parámetro que sea útil. Se muestra a continuación el código introducido en el programa EES.

4 Complejo Geotérmico Miravalles

83

Las especificaciones técnicas de la planta binaria Miravalles V son:

m& b = 0,25 ⋅ 885 Kg/s m& wf = 58,15 Kg/s W& p = 260 KW

Ta = 165 ºC

Tc = 136 ºC

Tcw.out = 37 ºC

Tcw.in = 28 ºC

c = 4,18 KJ/Kg·K

Los

datos

conocidos

sobre

el

ciclo

termodinámico

Fuente: Geothermal Power Plants, R. DiPippo, 2005 (DIPI05): P1 = 15,5 [bar]

x1 = 1

T2 = 88

P2 = 1,35 [bar]

T3 = 65

P3 = 1,35 [bar]

x4 = 0

T5 = 38

P5 = 15,5 [bar]

T6 = 61

P6 = 15,5 [bar]

P7 = 15,5 [bar]

x7 = 0

son

los

siguientes

4 Complejo Geotérmico Miravalles

84

Las ecuaciones para hallar las propiedades termodinámicas en cada punto son:

h1 = h ( 'n–pentane' ; P =P1 ; x = x1 )

s 1 = s ( 'n–pentane' ; P =P1 ; x = x1 )

h2 = h ( 'n–pentane' ; T =T2 ; P =P2 )

s 2 = s ( 'n–pentane' ; T =T2 ; P =P2 )

h3 = h ( 'n–pentane' ; T =T3 ; P =P3 )

s 3 = s ( 'n–pentane' ; T =T3 ; P =P3 )

P4 = P ( 'n–pentane' ; x = x4 ; h =h4 )

s 4 = s ( 'n–pentane' ; x = x4 ; h =h4 )

h5 = h ( 'n–pentane' ; T =T5 ; P =P5 )

s 5 = s ( 'n–pentane' ; T =T5 ; P =P5 )

s 6 = s ( 'n–pentane' ; h =h6 ; P =P6 )

h7 = h ( 'n–pentane' ; P =P7 ; x = x7 )

h2s = h ( 'n–pentane' ; s =s 1 ; P =P2 )

h5s = h ( 'n–pentane' ; s =s 4 ; P =P5 )

T1 = T ( 'n–pentane' ; P =P1 ; x = x1 )

T4 = T ( 'n–pentane' ; P =P4 ; x = x4 )

T7 = T ( 'n–pentane' ; P =P7 ; x = x7 )

s 7 = s ( 'n–pentane' ; P =P7 ; x = x7 )

4 Complejo Geotérmico Miravalles

Las ecuaciones de cada componente son:

"Bomba Alimentación"

W& p = m& wf ⋅ (h5 − h4 )

ηB =

h5 S − h4 h5 − h4

"Turbina"

W& t = m& wf ⋅ (h1 − h2 )

ηt =

h1 − h2 h1 − h2 S

“Potencia generada”

W& unidad = 2 ⋅ m& wf ⋅ (h1 − h2 ) W& MiravallesV = 4 ⋅ m& wf ⋅ (h1 − h2 )

"Condensador"

Q& C = m& wf ⋅ (h3 − h4 )

m& cw ⋅ c ⋅ (Tcw.out − Tcw.in ) = m& wf ⋅ (h3 − h4 )

"Recuperador" h6 – h5 = h2 – h3

85

4 Complejo Geotérmico Miravalles

86

"Precalentador"

m& b ⋅ cb ⋅ (Tb − Tc ) = m& wf ⋅ (h7 − h6 )

"Evaporador"

m& b ⋅ cb ⋅ (Ta − Tb ) = m& wf ⋅ (h1 − h7 )

"Calor cedido al agua de refrigeración qc = h3 – h4

"Calor aportado al fluido de trabajo" qa = h1 – h6

"Rendimiento térmico del ciclo"

ηth = 1 –

qc qa

"Pinch-Point"

∆Tpp

= Tb – T7

Con los datos aportados y las ecuaciones de los componentes, se resuelve el sistema y se obtienen los parámetros requeridos.

4 Complejo Geotérmico Miravalles

87

SOLUCION: A continuación se muestran los datos aportados y los parámetros solicitados y extraídos de las ecuaciones anteriores. También se representan el diagrama T-s y p-h del ciclo con n-pentano.

P [bar]

T[C]

h [kJ/kg]

s [kJ/kg·K]

x

1

15,5

148,5

556,1

1,447

1

2

1,35

88

477

1,489

3

1,35

65

432,5

1,362

4

1,039

36,6

25,11

0,08454

5

15,5

38

29,58

0,09122

6

15,5

61

74,02

0,23

7

15,5

148,5

330,2

0,9116

Tabla 9. Propiedades termodinámicas en cada punto del ciclo de Rankine, n-pentano.

0

0

Figura 48.Diagrama T-s del ciclo con n-pentano como fluido de trabajo. Software: EES.

R245fa

100

6

5

7

10

1

115,4°C 81,67°C

P [bar]

61,85°C 39,2°C

4

37,93°C

2

3

1 0,2

0,1

200

0,4

225

250

0,6

275

0,8

300

325

350

375

400

425

450

h [kJ/kg] Figura 49.Diagrama P-h del ciclo con n-pentano como fluido de trabajo. Software: EES.

475

500

525

550

4 Complejo Geotérmico Miravalles

4.4.4

90

Fluido: R-245fa

El esquema de la planta es el mismo que para el caso del n-pentano, no es necesario añadir un sobrecalentador o eliminar algún componente. Tan sólo hay que procurar una bomba que trabaje con el refrigerante en caso de que la del n-pentano no sea adecuada.

Figura 50.Una de las dos unidades que forman la Unidad Miravalles V. (DIPI05).

Como datos de partida se toman los parámetros de las componentes de la planta, la temperatura de entrada y flujo másico de la salmuera, la potencia de salida y la diferencia de temperaturas en los elementos intercambiadores de calor, así como el pinch-point. Con todo ello se calculan los demás parámetros, que en este caso ya no son conocidos. Se muestra a continuación el código introducido en el programa EES.

4 Complejo Geotérmico Miravalles

91

Las especificaciones técnicas de la planta binaria Miravalles V son:

m& b = 0,25 ⋅ 885 Kg/s cb = 4,369 KJ/Kg·K c = 4,18 KJ/Kg·K

η T = 0,8387 W&T = 4599 KW W& B = 260 KW

Ta = 165 ºC

Tc = 110 ºC

∆Tpp

= 2,895 [C]

∆Tcw

= 9 [K]

Según datos del fabricante de la turbina, ésta trabaja a una presión óptima de 15,5 bar, aunque se puede aumentar a una presión máxima de 17,5 bar si fuera necesario. Para aumentar el rendimiento del ciclo, se decide en este estudio aprovechar esa presión máxima. La presión de salida que es de 1,35 bar se decide aumentarla hasta los 2,35 bar. De esa forma, el refrigerante tiene a la salida de la turbina la temperatura suficiente como para que pueda haber intercambio térmico con el agua de refrigeración y pueda evolucionar hasta un estado de líquido condensado. Además, aunque en el caso del n-pentano se ha obtenido una ligera pérdida de presión en el condensador, ésta no se ha considerado para el R-245fa, ya que se podría corregir en caso de tener que cambiar la bomba.

4 Complejo Geotérmico Miravalles

92

Los datos de presión para cada punto son:

P1 = 17,5 [bar]

x1 = 1

P2 = 2,35 [bar] P3 = 2,35 [bar]

P4 = 2,35

x4 = 0

P5 = 17,5 [bar] P6 = 17,5 [bar] P7 = 17,5 [bar]

x7 = 0

Las ecuaciones para hallar las propiedades termodinámicas en cada punto son:

h1 = h ( 'R245fa' ; P =P1 ; x = x1 )

s 1 = s ( 'R245fa' ; P =P1 ; x = x1 )

T1 = T ( 'R245fa' ; P =P1 ; x = x1 ) h2s = h ( 'R245fa' ; s =s 1 ; P =P2 ) s 2 = s ( 'R245fa' ; P =P2 ; h =h2 )

T2 = T ( 'R245fa' ; P =P2 ; h =h2 )

h4 = h ( 'R245fa' ; P =P4 ; x = x4 )

s 4 = s ( 'R245fa' ; P =P4 ; x = x4 )

T4 = T ( 'R245fa' ; P =P4 ; x = x4 ) h7 = h ( 'R245fa' ; P =P7 ; x = x7 )

s 7 = s ( 'R245fa' ; P =P7 ; x = x7 )

T7 = T ( 'R245fa' ; P =P7 ; x = x7 ) s 5 = s ( 'R245fa' ; P =P5 ; h =h5 )

T5 = T ( 'R245fa' ; h =h5 ; P =P5 )

s 3 = s ( 'R245fa' ; P =P3 ; h =h3 )

T3 = T ( 'R245fa' ; h =h3 ; P =P3 )

x3 = x ( 'R245fa' ; P =P3 ; h =h3 ) s 6 = s ( 'R245fa' ; h =h6 ; P =P6 )

Tb = ∆Tpp + T7

T6 = T ( 'R245fa' ; h =h6 ; P =P6 )

4 Complejo Geotérmico Miravalles

Las ecuaciones de cada componente son: "Turbina"

W& t = m& wf ⋅ (h1 − h2 )

ηt =

h1 − h2 h1 − h2 S

"Recuperador" h6 – h5 = h2 – h3

"Condensador"

m& cw ⋅ c ⋅ (∆Tcw ) = m& wf ⋅ (h3 − h4 )

"Bomba Alimentación"

W& b = m& wf ⋅ (h5 − h4 ) "Precalentador"

m& b ⋅ cb ⋅ (Tb − Tc ) = m& wf ⋅ (h7 − h6 )

"Calor cedido al agua de refrigeración" qc = h3 – h4

"Calor aportado al fluido de trabajo" qa = h1 – h6

"Rendimiento térmico del ciclo" ηth = 1 –

qc qa

93

4 Complejo Geotérmico Miravalles

94

SOLUCION: A continuación se muestran los datos aportados y los parámetros solicitados y extraídos de las ecuaciones anteriores. También se representan el diagrama T-s y p-h del ciclo con R-245fa.

c = 4,18 KJ/Kg·K

cb = 4,369 KJ/Kg·K

∆Tcw = 9 K

∆TPP = 2,895

η T = 0,8387

η th = 0,1711

h2 S = 451,6 KJ/Kg

m& b = 221,3 Kg/s

m& cw = 558,9 Kg/s

m& wf = 145,8

q a = 173,9 Kg/s

q c = 144,2 Kg/s

Ta = 165 ºC

Tb = 118,3 ºC

Tc = 110 ºC

W& b = 260 KW

W& T = 4599 KW

Las propiedades termodinámicas en cada punto del ciclo de Rankine, utilizando como fluido de trabajo R-245fa son las siguientes:

P [bar]

s [KJ/kg·K]

T [ºC]

h [kJ/kg]

x

1

17,5

1,817

115,4

489,2

1

2

2,35

1,836

61,85

457,6

3

2,35

1,636

37,93

394,6

0,7838

4

2,35

1,172

37,93

250,4

0

5

17,5

1,178

39,2

252,2

6

17,5

1,365

81,67

315,2

7

17,5

1,511

115,4

370,4

0

Tabla 10. Propiedades termodinámicas en cada punto del ciclo de Rankine, R-245fa.

Figura 51.Diagrama T-s del ciclo con R-245fa como fluido de trabajo. Software: EES.

Figura 52.Diagrama P-h del ciclo con R-245fa como fluido de trabajo. Software: EES.

4 Complejo Geotérmico Miravalles

4.4.5

97

Comparación de ambos fluidos. Conclusiones.

Se representan en una tabla los parámetros principales del ciclo termodinámico de Rankine para ambos fluidos: n-pentano y R-245fa.

n-pentano

R-245fa

W& MiravallesV [KW]

18.397

18.397

qa [kJ/kg]

482

173,9

qc [kJ/kg]

407,4

144,2

Tb [ºC]

151,4

118,3

Tc [ºC]

136

110

15,48

17,11

58,15

145,8

629,8

558,9

η térmico m& fluidotrabajo m& Agua_ Re f

[%] [kg/s] [kg/s]

Se observa que: · Se ha respetado la potencia de salida de las 4 turbinas de la Unidad V. · La temperatura de salida de la salmuera que va a ser reinyectada, es menor cuando el fluido de trabajo es R-245fa que para el n-pentano. De todas formas, la temperatura es suficientemente alta (110 ºC), como para respetar las condiciones térmicas del reservorio y no producir un excesivo enfriamiento. · El rendimiento térmico es mayor trabajando con R-245fa (17,11 %), que en el caso de que el fluido de trabajo siga siendo n-pentano (15,48 %). · El flujo másico del fluido de trabajo es mayor en el caso del R-245fa que en el caso del n-pentano. Esto significa que si se quiere cambiar el fluido binario, es necesario instalar otra bomba, lo cual no supone un cambio drástico en la instalación.

4 Complejo Geotérmico Miravalles

98

· El flujo másico del agua de refrigeración tiene valores cercanos en ambos casos. Si se trabaja con R-245fa, el caudal será algo menor que en el caso del n-pentano. Esto será especialmente relevante si el agua de refrigeración proviene de alguna fuente natural, como por ejemplo un río, ya que podría haber imposibilidad de aumentar el caudal y por tanto la solución de cambio de fluido no ser adecuada. Resumiendo: Atendiendo tanto a las propiedades termodinámicas como a las propiedades relacionadas con el medioambiente, la salud y la seguridad, se puede considerar como una solución viable el cambio de n-pentano como fluido de trabajo por el refrigerante R-245fa. El cambio por el refrigerante supone una ventaja, ya que no se trata de un fluido inflamable, lo cual puede ser un serio problema, más aún teniendo en cuenta el entorno natural en que se enmarca la central Miravalles. Dicho refrigerante tiene un potencial de calentamiento global bajo, y además no se trata de un fluido tóxico, por lo que las pérdidas que se produzcan, inevitables en las centrales de ciclo binario, no suponen riesgo para el entorno ni los trabajadores. Es posible obtener un rendimiento térmico mayor para el ciclo con refrigerante que para el caso de n-pentano. Por tanto, a las anteriores ventajas medioambientales, de seguridad y salud, se añade una mejora termodinámica. Para mantener la misma potencia de salida, se deberá aumentar el caudal de fluido de trabajo, lo que conllevará el cambio de las bombas. Al ser la temperatura de salida de la salmuera menor trabajando con R-245fa, habrá que controlar la temperatura del reservorio en el punto de reinyección, para comprobar que se mantiene por encima de los límites aconsejables. Por tanto, dado que manteniendo la potencia de salida de las turbinas, son evidentes las ventajas en cuanto a las propiedades: termodinámicas, medioambientales y de seguridad, y son perfectamente subsanables los inconvenientes que presenta, el cambio de n-pentano como fluido de trabajo por el refrigerante R-245fa se considera una solución técnicamente viable.

5 Estudio Económico

5 Estudio Económico

5

100

Estudio Económico

5.1

Introducción Un proyecto de ingeniería surge para satisfacer una necesidad. En el caso de una

central geotérmica de ciclo binario para la generación de electricidad, como es el caso de la central Miravalles V, se pretende: · Aprovechar para generar energía eléctrica la temperatura de la salmuera de desecho de otras unidades, que de otra forma sería reinyectada al reservorio geotérmico. · Aportar energía eléctrica al sistema, ahorrando así consumo de combustibles y emisión de gases de efecto invernadero. · Obtener un beneficio económico con todo ello. El objeto de este estudio económico es el de analizar el último punto, esto es, la viabilidad económica de la planta geotérmica de ciclo binario Miravalles V. Para ello, se calculan los siguientes índices de rentabilidad, considerando una vida efectiva de la planta de 24 años: · Valor Actual Neto (VAN). El “valor” del flujo de caja evoluciona con el tiempo, de modo que para obtener el flujo de caja acumulado a lo largo de la vida útil del proyecto es preciso actualizar los flujos de caja anuales. De este modo se define el valor actual neto de un proyecto (VAN) como: n

VAN = ∑ j =1

Con:

FC j (1 + i ) j

· FCj = Flujo de Caja del año j. · i = tasa de descuento de 5,5 % · IF = Inversión Inicial (22.700.000 $)

− IF Ec. 28.

5 Estudio Económico

101

El VAN mide la rentabilidad absoluta de un proyecto, dada una tasa de descuento determinada, siendo éste rentable con tal de que el VAN sea positivo. Nótese que si el flujo de caja es constante el VAN representa el beneficio neto anual, constante, que se obtendría a lo largo de la vida útil del proyecto. · Período de Retorno (PR). Es un índice que mide el riesgo de la inversión. Representa el número de años necesarios para que la suma de los flujos de caja actualizados iguale al capital inmovilizado. En concreto: PR

VAN ( PR) = ∑ j =1

FC j (1 + i ) j

− IF = 0

Ec. 29.

Evidentemente, para que el proyecto sea rentable el período de recuperación ha de ser inferior a la vida útil. · Tasa Interna de Rentabilidad (TIR). Constituye una medida de la rentabilidad relativa de un proyecto. Representa el interés que el proyecto da a la inversión, el cual puede ser comparado con el interés obtenido por productos financieros, bolsa, etc. Se calcula como la tasa de descuento que anula el VAN a lo largo de la vida útil del proyecto. n

VAN (TIR) = ∑ j =1

FC j (1 + TIR) n

− IF = 0

Ec. 30.

Para la realización del estudio se van a considerar: · Ingresos: - Ingresos por venta de electricidad · Gastos: -

Gastos de mantenimiento y operación de la planta de generación

-

Cuotas de devolución del préstamo

-

Otros gastos de operación y mantenimiento

-

Impuestos

5 Estudio Económico

5.2

102

Ingresos Los ingresos obtenidos en la planta Miravalles V se obtienen por la venta de energía

eléctrica. La electricidad generada en la planta no se consume directamente en el punto de generación, sino que se inyecta al sistema de distribución. El precio de venta de electricidad no depende de la fuente generadora, sin embargo sí existen variaciones en el precio para los distintos sectores. En el sistema tarifario del ICE, el Instituto Costarricense de Electricidad, se distinguen tres sectores: Residencial, Comercial e Industrial. Para el cálculo de los ingresos por venta de energía eléctrica se ha estimado un precio único por Kwh., ponderando los consumos y precios de todos los sectores. Se han tomado como referencia los datos aportados por CEPAL para 2004, por ser el año en que comenzó a funcionar la planta Miravalles V.

2004

Residencial

Comercial

Industrial

TOTAL

Miles consumidores

1051,9

140,7

10,6

1203,2

Mwh/consumidor

2,81

13,66

184,1

Gwh/sector

2955,839

1921,962

1951,46

6829,261

Porcentaje

43,28%

28,14%

28,57%

100,00%

$/Kwh.

0,065

0,089

0,069

0,073

Tabla 11. Datos de consumo de electricidad en el año 2004, para los diversos sectores. (CEPAL, 2004).

Así, el precio de venta promediado es de 0,073 $/ Kwh. Para poder estimar la variación anual del precio del Kwh., se realizó un análisis del precio histórico por sectores desde el año 2000 hasta el año 2004. El objetivo del estudio fue promediar el precio del Kwh. entre los distintos sectores, y obtener un precio total del Kwh. para cada año, tal y como se ha hecho para 2004. De esta forma, se puede ver la variación del precio entre los distintos años.

5 Estudio Económico

103

2000

Residencial

Comercial

Industrial

TOTAL

Miles consumidores

917,6

116

11,4

1045

Mwh/consumidor

2,73

12,17

145,9

Gwh/sector

2505,048

1411,72

1663,26

5580,028

Porcentaje

44,89%

25,30%

29,81%

100,00%

$/Kwh

0,053

0,084

0,068

0,065

Tabla 12. Datos de consumo de electricidad en el año 2000, para los diversos sectores. (CEPAL, 2004).

2001

Residencial

Comercial

Industrial

TOTAL

Miles consumidores

952,6

120,4

11,5

1084.5

Mwh/consumidor

2,74

12,63

152,3

Gwh/sector

2610,124

1520,652

1751,45

5882,226

Porcentaje

44,37%

25,85%

29,78%

100,00%

$/Kwh por sector

0,064

0,096

0,076

0,076

Tabla 13. Datos de consumo de electricidad en el año 2001, para los diversos sectores. (CEPAL, 2004).

2002

Residencial

Comercial

Industrial

TOTAL

Miles consumidores

989,1

128,3

11,4

1128,8

Mwh/consumidor

2,75

12,53

163,5

Gwh/sector

2720,025

1607,599

1863,9

6191,524

Porcentaje

43,93%

25,96%

30,10%

100,00%

$/Kwh

0,064

0,093

0,072

0,074

Tabla 14. Datos de consumo de electricidad en el año 2002, para los diversos sectores. (CEPAL, 2004).

5 Estudio Económico

104

2003

Residencial

Comercial

Industrial

TOTAL

Miles consumidores

1022,3

136,8

10,9

1170

Mwh/consumidor

2,79

12,98

176

Gwh/sector

2852,217

1775,664

1918,4

6546,281

Porcentaje

43,57%

27,12%

29,31%

100,00%

$/Kwh por sector

0,06

0,086

0,067

$/Kwh TOTAL

0,069

Tabla 15. Datos de consumo de electricidad en el año 2003, para los diversos sectores. (CEPAL, 2004).

Así, resumiendo el precio del Kwh. cada año, y obteniendo la variación anual:

$/Kwh. TOTAL

Variación

2000

0,065

2001

0,076

16,92%

2002

0,074

-2,63%

2003

0,069

-6,76%

2004

0,073

5,80%

Tabla 16. Variación anual del precio de venta del Kwh. (Elaboración propia a partir de datos de CEPAL, 2004).

20,00% 15,00%

Variación preci

10,00% 5,00% 0,00% 2001

2002

2003

2004

-5,00% -10,00% Año

Figura 53. Variación anual del precio de venta del Kwh. (Elaboración propia a partir de datos de CEPAL, 2004).

5 Estudio Económico

105

Se asume de los datos obtenidos la imposibilidad de deducir una tendencia en la variación anual del precio del Kwh., que sería de utilidad para predecir precios futuros. Por ello, en el estudio de rentabilidad se consideró una variación interanual cercana a la del año 2004, por ser el año de puesta en funcionamiento de la unidad Miravalles V. Se ha tomado un incremento anual del 6%, tres puntos por debajo de la inflación. 5.3

Gastos

5.3.1

Inversión inicial

El coste total de la unidad Miravalles V asciende a 22.700.00 $. Esta cantidad incluye la compra e instalación del equipo y las obras de ingeniería. El equipo instalado en las dos unidades de la planta, según la oferta, es el siguiente:

Equipo

Fabricante según oferta

Cotización de la oferta (US $)

Turbina

Ormat

3.745.892 $

Intercambiadores

Ormat

1.893.982 $

Condensador

Ormat

1.944.565 $

Bombas de Pentano

Goulds

701.523 $ Incluye todos los equipos electromecánicos, tanques, tuberías, accesorios, aislamiento, etc. del sistema de transporte de fluido binario.

Bombas de Enfriamiento

No se oferta fabricante

838.440 $ Precio del sistema de enfriamiento principal sin incluir tuberías y accesorios.

Tabla 17. Características de las componentes del equipo instalado en la unidad Miravalles V.

5 Estudio Económico

5.3.2

106

Gastos de mantenimiento y operación de la planta

La planta de ciclo binario Miravalles V aprovecha un gran porcentaje de la salmuera de desecho de las Unidades 1, 2 y 3 para capturar energía que de otra forma sería reinyectada al reservorio geotérmico. Se trata por tanto de una expansión de plantas, y su construcción no ha requerido la perforación de nuevos pozos. Los gastos contemplados en el estudio de viabilidad económica son: los relativos a la operación y mantenimiento de la planta de generación de la Unidad V, los sistemas de transporte de la salmuera de desecho desde las otras unidades hasta la V y desde esta a los pozos de reinyección, y el mantenimiento de los pozos de reinyección en caliente. El mantenimiento y operación del campo de vapor eran gastos ya existentes antes de la construcción de esta unidad. US Dólares $ Salarios

715.400

Servicios de apoyo

280.000

Operación de la planta

468.965

Mantenimiento de la planta

500.000

Seguros

400.000

Beneficios sociales de Ley

380.600

Total Operación y Mantenimiento de la Planta

2.744.965 $

Tabla 18. Gastos por operación y mantenimiento de la planta de generación.

5 Estudio Económico

107

US Dólares $ Salarios

58.225

Servicios no del personal

38.164

Material

207.101

Maquinaria y Equipo

31.245

Servicios Técnicos

41.138

Total Sistema Transporte Salmuera

375.873 $

Tabla 19. Gastos por operación y mantenimiento del sistema de transporte de la salmuera.

US Dólares $ Salarios

53.248

Servicios no del personal

61.587

Material

450.225

Maquinaria y Equipo

86.462

Servicios Técnicos Total Sistema Reinyección Caliente

41.646 693.168 $

Tabla 20. Gastos por operación y mantenimiento del sistema de reinyección en caliente.

5 Estudio Económico

5.3.2.1

108

Inflación interanual

Las cifras de los gastos de las tablas anteriores se toman como aplicables al primer año de funcionamiento de la planta, y a partir de ahí se incrementarán al ritmo de la inflación interanual. Ante la imposibilidad de conocer la inflación futura se han considerado tres aspectos para poder suponer una tendencia aplicable a los años de vida útil de la planta: · Evolución histórica de la inflación interanual desde el año 2000 hasta la actualidad. Se ha considerado el dato perteneciente al mes de Diciembre.

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

Diciembre 10,25 % 10,96 % 9,68 % 9,87 % 13,13 % 14,07 % 9,43 % Tabla 21. Inflación interanual a mes de Diciembre, de 2000 a 2006. (www.inec.co.cr).

· Estimación del Banco Central de Costa Rica de que el valor de la inflación interanual no supere el 10%. · Inflación mensual de los 4 primeros meses del año 2007.

Enero 2007

9,19 %

Febrero 8,62 %

Marzo

Abril

9,22 % 9,76 %

Tabla 22. Inflación meses Enero a Abril, año 2007. (www.inec.co.cr).

Así, atendiendo a los tres puntos anteriores se toma un valor para la inflación interanual del 9 %. Este valor es el que se aplica para calcular el incremento anual de los gastos de la planta en el estudio de rentabilidad.

5 Estudio Económico

5.3.3

109

Cuotas de devolución del préstamo al BID

El proyecto de construcción de la planta Miravalles V ha sido financiado mediante un préstamo del BID, el Banco Interamericano de Desarrollo. A los gastos anuales propios del funcionamiento de la planta, hay que añadir la cuota de devolución del préstamo. Para ello, se analizan las condiciones de préstamo del BID, explicadas en la página web:

http://www.iadb.org.

“El Banco Interamericano de Desarrollo ofrece en la actualidad dos productos financieros con garantía soberana para nuevos compromisos de préstamo. Estos productos son la Facilidad Unimonetaria (FU) y la Ventanilla Dólar (VD). Ambos ofrecen dos diferentes modalidades de fijación de precios: Facilidad Unimonetaria (FU): • Tasa ajustable basada en una canasta de empréstitos calificados (FU AJ) • Tasa basada en la LIBOR (FU- LIBOR) Ventanilla Dólar (VD): • Tasa fija al desembolso (VD-FD)) • Tasa basada en la LIBOR (VD-LIBOR) Esta disponibilidad de productos está destinada a brindar a los prestatarios flexibilidad en su selección de condiciones que sean compatibles con sus estrategias de gestión de deuda y adaptadas a su capacidad de servicio de la misma.” En la tabla de la página siguiente se ilustran las principales condiciones de ambos productos financieros.

5 Estudio Económico

.

110

Facilidad

Facilitad

Unimonetaria

Unimonetaria

(FU) Tasa

(FU)Tasa LIBOR a

ajustable

tres meses

Elegibilidad Disponible para todos los préstamos de proyectos de inversión y de apoyo de

Ventanilla Dólar

Ventanilla Dólar

(VD)Tasa fija al

(VD)Tasa LIBOR a

desembolso

seis meses

Disponible exclusivamente para préstamos de crédito global multisectorial.

reformas de políticas. Tasa de

• La tasa de interés • La tasa de interés • La tasa de interés de cada • La tasa de interés

interés

consiste en una

consiste en una tasa uno de los desembolsos

consiste en una tasa

tasa básica

básica variable, más correspondientes a esta

básica variable, más

ajustable más el

el diferencial

modalidad consiste en una

el diferencial

diferencial

aplicable a los

tasa básica fija más el

aplicable a los

aplicable a los

préstamos del

diferencial aplicable a los

préstamos del

préstamos del

Capital Ordinario,

préstamos del Capital

Capital Ordinario,

Capital Ordinario.

más un margen.

Ordinario, determinado a la más un margen. fecha de desembolso, que se mantiene fija hasta la fecha final de reembolso del préstamo.

• DIFERENCIAL: El diferencial estándar • DIFERENCIAL: El del BID de 0,30%.

diferencial estándar del BID diferencial estándar 0.30%.

Monedas

• DIFERENCIAL: El

del BID de 0,30%.

• Los préstamos se ofrecen en dólares de • Solo en dólares de

• Solo en dólares de

EE.UU., yenes japoneses, euros y francos EE.UU.

EE.UU.

suizos. Se pueden obtener en una o más monedas. Condiciones • PERÍODO DE GRACIA: Para los préstamos de proyectos de inversión, período original de de

desembolso. Para los préstamos de apoyo de reformas de políticas, 5 años.

reembolso • VENCIMIENTO: 15 a 25 años.

• 5 años.

• 5 años.

Tabla 23. Términos y condiciones principales de los préstamos del BID (http://www.iadb.org).

5 Estudio Económico

111

Las condiciones supuestas para el análisis de rentabilidad son las siguientes: · Facilidad Unimonetaria (FU). Tasa ajustable. · Tasa de interés de 5,2 % - Tasa básica ajustable de 5,2 % - Diferencial de 0,3 % · Importe del préstamo 22.700.000 US $ · Vencimiento 24 años Suponiendo una cuota anual constante de devolución del préstamo, cada año se debe hacer un pago al BID de 1.705.466 $. De esta manera, al final de la vida útil del proyecto, esto es, 24 años, se habrá devuelto el préstamo de 22.700.000 íntegro más la tasa de interés del 5,5 %

5.3.4

Impuestos

Los ingresos del ICE provenientes de la venta de electricidad no están sujetos a impuestos, según se explica en la: LEY DE REFORMA PARCIAL DE LA LEY CONSTITUTIVA DEL INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD, Nº 449 DE 1949 “Artículo 4.

Excepciones de aplicación de leyes especiales

El ICE está exento del pago de impuestos nacionales y municipales, así como del pago de todo precio, tasa, tarifa y goza de franquicia postal y telegráfica. Se exceptúa el pago de precios tasas o tarifas por los servicios de agua, recolección de basura, y alcantarillados. Los Bancos Estatales podrán otorgar tasas preferenciales al ICE, para la financiación de sus provectos.”

5 Estudio Económico

5.4

112

Análisis de Rentabilidad Con los datos y suposiciones explicadas en los apartados anteriores, se efectúa el

cálculo de los índices de rentabilidad. GASTOS (US $)

Coste Miravalles V

22.700.000

Cantidad a financiar por el BID

22.700.000

Tasa Básica

5,2%

Diferencial Estándar BID

0,3%

Interés aplicable

5,5%

Duración préstamo (años)

24

Cuota préstamo

-1.705.466

Operación y Mantenimiento Planta

2.744.965

Sistema Transporte Salmuera

375.873

Sistema Reinyección en Caliente

693.168

Coste Generación

3.814.006

Coste Transmisión

464.360

TOTAL GASTOS

5.983.832

Tabla 24. Desglose de Gastos de la planta Miravalles V para el primer año de funcionamiento.

5 Estudio Económico

113

DATOS PRODUCCION (US $)

Instalación (MW)

15,5

Vida útil instalación (años)

24

Producción anual (Kwh.)

122.200.000

Coste Producción $/Kwh.

0,0449

Coste Transmisión $/Kwh.

0,0038

Coste TOTAL $ /Kwh.

0,0487

Precio venta Kwh.

0,073

Tabla 25. Desglose de Datos de Producción de la planta Miravalles V para el primer año de funcionamiento.

INCREMENTOS INTERANUALES (%)

Inflación

9,0%

Incremento precio electricidad

6,0%

Tabla 26. Incrementos interanuales: Inflación y Aumento precio electricidad (%).

A continuación se muestra la tabla que contiene el cálculo de los gastos e ingresos para cada año de producción. Se actualizan para cada año los valores teniendo en cuenta el incremento anual debido a la inflación y al incremento del precio de venta de la electricidad. El flujo de caja es el beneficio obtenido cada año de funcionamiento de la planta, restando a los ingresos obtenidos por la venta de electricidad los distintos gastos de la planta y devolución de préstamo.

Años

0

Coste

Cuota

Operación y Mantenimiento

Stma. Transporte

Stma. Reinyección

Sistema

Total

Venta energía

Total

Flujo

instalación

préstamo

de la Planta de Generación

Salmuera

en caliente

Transmisión

pagos

eléctrica

ingresos

Caja

-22.700.000

0

0

Saldo

0

-22.700.000

1

-1.705.466

-2.744.965

-375.873

-693.168

-464.360

-5.983.832

8.920.600

8.920.600

2.936.768

-19.763.232

2

-1.705.466

-2.992.012

-409.702

-755.553

-506.152

-6.368.885

9.455.836

9.455.836

3.086.951

-16.676.282

3

-1.705.466

-3.261.293

-446.575

-823.553

-551.706

-6.788.593

10.023.186

10.023.186

3.234.593

-13.441.688

4

-1.705.466

-3.554.809

-486.766

-897.673

-601.360

-7.246.074

10.624.577

10.624.577

3.378.503

-10.063.185

5

-1.705.466

-3.874.742

-530.575

-978.463

-655.482

-7.744.729

11.262.052

11.262.052

3.517.323

-6.545.862

6

-1.705.466

-4.223.469

-578.327

-1.066.525

-714.475

-8.288.263

11.937.775

11.937.775

3.649.512

-2.896.350

7

-1.705.466

-4.603.581

-630.377

-1.162.512

-778.778

-8.880.714

12.654.042

12.654.042

3.773.327

876.977

8

-1.705.466

-5.017.903

-687.111

-1.267.138

-848.868

-9.526.487

13.413.284

13.413.284

3.886.797

4.763.775

9

-1.705.466

-5.469.515

-748.950

-1.381.181

-925.266

-10.230.379

14.218.081

14.218.081

3.987.703

8.751.477

10

-1.705.466

-5.961.771

-816.356

-1.505.487

-1.008.540

-10.997.621

15.071.166

15.071.166

4.073.545

12.825.023

11

-1.705.466

-6.498.330

-889.828

-1.640.981

-1.099.309

-11.833.915

15.975.436

15.975.436

4.141.521

16.966.544

12

-1.705.466

-7.083.180

-969.913

-1.788.669

-1.198.247

-12.745.475

16.933.962

16.933.962

4.188.487

21.155.031

13

-1.705.466

-7.720.666

-1.057.205

-1.949.649

-1.306.089

-13.739.076

17.950.000

17.950.000

4.210.924

25.365.955 29.570.855

14

-1.705.466

-8.415.526

-1.152.353

-2.125.118

-1.423.637

-14.822.101

19.027.000

19.027.000

4.204.899

15

-1.705.466

-9.172.924

-1.256.065

-2.316.378

-1.551.764

-16.002.598

20.168.620

20.168.620

4.166.022

33.736.877

16

-1.705.466

-9.998.487

-1.369.111

-2.524.852

-1.691.423

-17.289.339

21.378.737

21.378.737

4.089.398

37.826.275

17

-1.705.466

-10.898.351

-1.492.331

-2.752.089

-1.843.651

-18.691.888

22.661.461

22.661.461

3.969.573

41.795.848

18

-1.705.466

-11.879.202

-1.626.641

-2.999.777

-2.009.580

-20.220.666

24.021.149

24.021.149

3.800.483

45.596.331

19

-1.705.466

-12.948.330

-1.773.038

-3.269.757

-2.190.442

-21.887.034

25.462.418

25.462.418

3.575.384

49.171.715

20

-1.705.466

-14.113.680

-1.932.612

-3.564.035

-2.387.582

-23.703.375

26.990.163

26.990.163

3.286.788

52.458.503

21

-1.705.466

-15.383.911

-2.106.547

-3.884.798

-2.602.464

-25.683.187

28.609.573

28.609.573

2.926.386

55.384.889

22

-1.705.466

-16.768.463

-2.296.136

-4.234.430

-2.836.686

-27.841.182

30.326.147

30.326.147

2.484.965

57.869.854

23

-1.705.466

-18.277.625

-2.502.788

-4.615.529

-3.091.988

-30.193.396

32.145.716

32.145.716

1.952.320

59.822.174

24

-1.705.466

-19.922.611

-2.728.039

-5.030.926

-3.370.267

-32.757.310

34.074.459

34.074.459

1.317.149

61.139.323

Tabla 27. Cálculos de Gastos e Ingresos de la planta Miravalles V durante una vida útil de 24 años.

5 Estudio Económico

5.4.1 5.4.1.1

115

Índices de rentabilidad Valor Actual Neto (VAN) n

VAN = ∑ j =1

FC j (1 + i ) j

− IF

VAN = (2.783.666 + 2.773.478 + 2.754.624 + 2.727.184 + 2.691.225 + 2.646.794 + 2.593.924 + 2.532.633 + 2.462.922 + 2.384.778 + 2.298.174 + 2.203.067 + 2.099.401 + 1.987.107 + 1.866.099 + 1.736.281 + 1.597.541 + 1.449.755 + 1.292.784 + 1.126.477 + 950.670 + 765.185 + 569.829 + 364.398) - 22.700.000 VAN = 23.957.994 $ Al ser el VAN positivo para la tasa de descuento considerada de 5,5 %, se puede afirmar que el proyecto es rentable económicamente.

5.4.1.2

Período de Retorno (PR) PR

VAN ( PR) = ∑ j =1

FC j (1 + i ) j

− IF = 0

Como se comprueba en la gráfica, el saldo neto es creciente a lo largo de los 24 años de vida útil del proyecto. Al principio se tiene un saldo negativo, ya que la inversión inicial es de 22.700.000 $, y al ir obteniendo beneficios todos los años, llega un momento en que el saldo se hace positivo. El saldo neto continuará siendo positivo hasta el final de la vida útil de la planta, donde queda un valor de 61.139.323 $, más de dos veces y media la inversión inicial.

5 Estudio Económico

116

70.000.000 60.000.000 50.000.000

Saldo

40.000.000 30.000.000 20.000.000 10.000.000 0 -10.000.000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

-20.000.000 -30.000.000 Años

Figura 54. Saldo neto a lo largo de los 24 años de vida útil del proyecto.

Se tiene que el saldo neto es positivo por primera vez en el séptimo año de funcionamiento del proyecto. Este dato es importante a la hora de contratar los seguros ya que si el proyecto no prosperase más allá de este año, el saldo habría sido negativo y por tanto se habrían tenido pérdidas, no se habría llegado a recuperar el capital invertido. Así: PR = 7 años

5.4.1.3

Tasa Interna de Rentabilidad (TIR) n

VAN (TIR) = ∑ j =1

FC j (1 + TIR) n

− IF = 0

Para la inversión inicial IF de 22.700.00 $ y 24 años de vida útil de la planta, se obtiene una Tasa Interna de Rentabilidad: TIR = 14,88 %

5 Estudio Económico

5.5

117

Conclusiones · La inversión inicial para la construcción y puesta en marcha de la planta

Miravalles V es de 22.700.00 $. · El PR, período de retorno o recuperación de la inversión inicial, es de 7 años desde la puesta en funcionamiento de la central. · El TIR, medida de la rentabilidad relativa de un proyecto que representa el interés que el proyecto da a la inversión, es del 14,88 %. · Al final de la vida útil se han obtenido en total unos beneficios de 61.139.323 $, más de dos veces y media la inversión inicial. Por tanto, se demuestra que los ingresos generados por la venta de electricidad son suficientes como para sufragar los gastos de la planta y asumir la devolución del préstamo al BID. De todo ello se deduce que se trata de un proyecto viable y económicamente rentable.

6 Bibliografía

6 Bibliografía

6

119

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GRC – Geothermal Resources Council

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IGA – International Geothermal Association

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ORMAT, Inc.

Anexos

A Propiedades termofísicas del refrigerante R-245fa

A Propiedades Termofísicas del Refrigerante R-245fa.

A Propiedades Termofísicas del Refrigerante R-245fa.

123

B Modelado de la planta en EES. Fluido: n-pentano

B Modelado de la planta en EES. Fluido: n-pentano.

B Modelado de la planta en EES. Fluido: n-pentano. $UnitSystem SI bar C "UNIDAD MIRAVALLES V" "" "Especificaciones Técnicas de la planta binaria Miravalles V" m_dot_b=0,25*885[kg/s] m_dot_wf=58,15[kg/s] W_dot_p=260 T_a=165[C] T_cw.out=37: T_cw.in=28 c_bar=4,18[kJ/kg·K] "" "Datos" P[1]=15,5[bar]: x[1]=1 T[2]=88: P[2]=1,35[bar] T[3]=65: P[3]=1,35[bar] x[4]=0 T[5]=38: P[5]=15,5[bar] T[6]=61: P[6]=15,5[bar] P[7]=15,5[bar]: x[7]=0 T_c=136[C] "" "Ecuaciones" h[1]=Enthalpy(n-pentane;P=P[1];x=x[1]): s[1]=Entropy(n-pentane;P=P[1]; x=x[1]) h[2]=Enthalpy(n-pentane;T=T[2];P=P[2]): s[2]=Entropy(n-pentane;T=T[2];P=P[2]) h[3]=Enthalpy(n-pentane;T=T[3];P=P[3]): s[3]=Entropy(n-pentane;T=T[3];P=P[3]) P[4]=Pressure(n-pentane;x=x[4];h=h[4]): s[4]=Entropy(n-pentane;x=x[4];h=h[4]) h[5]=Enthalpy(n-pentane;T=T[5];P=P[5]): s[5]=Entropy(n-pentane;T=T[5];P=P[5]) s[6]=Entropy(n-pentane;h=h[6];P=P[6]) h[7]=Enthalpy(n-pentane;P=P[7];x=x[7]): s[7]=Entropy(n-pentane;P=P[7];x=x[7]) "" h_2s=Enthalpy(n-pentane;s=s[1];P=P[2]) h_5s=Enthalpy(n-pentane;s=s[4];P=P[5]) "" T[1]=Temperature(n-pentane;P=P[1];x=x[1]) T[4]=Temperature(n-pentane;P=P[4];x=x[4]) T[7]=Temperature(n-pentane;P=P[7];x=x[7]) "" "Bomba Alimentación" W_dot_p=m_dot_wf*(h[5]-h[4]) eta_B=(h_5s-h[4])/(h[5]-h[4]) "" "Turbina" W_dot_t=m_dot_wf*(h[1]-h[2]) eta_T=(h[1]-h[2])/(h[1]-h_2s) W_dot_unidad=2*m_dot_wf*(h[1]-h[2]) W_dot_MiravallesV=4*m_dot_wf*(h[1]-h[2]) "" "Condensador" Q_dot_c=m_dot_wf*(h[3]-h[4]) m_dot_cw*c_bar*(T_cw.out-T_cw.in)=m_dot_wf*(h[3]-h[4]) "" "Recuperador" (h[6]-h[5])=(h[2]-h[3])

125

B Modelado de la planta en EES. Fluido: n-pentano.

"Precalentador" m_dot_b*c_bar_b*(T_b-T_c)=m_dot_wf*(h[7]-h[6]) "Evaporador" m_dot_b*c_bar_b*(T_a-T_b)=m_dot_wf*(h[1]-h[7]) "Calor cedido al agua de refrigeración" q_c=h[3]-h[4] "Calor aportado al fluido de trabajo" q_a=h[1]-h[6] "Rendimiento térmico del ciclo" eta_th=1-(q_c/q_a) "Pinch-Point" DELTATpp=T_b-T [7]

126

C Modelado de la planta en EES. Fluido: R-245fa

C Modelado de la planta en EES. Fluido: R-245fa.

C Modelado de la planta en EES. Fluido: R-245fa. $UnitSystem SI bar C "UNIDAD MIRAVALLES V" "" "Especificaciones Técnicas de la planta binaria Miravalles V" m_dot_b=0,25*885[kg/s] c_bar_b=4,369[kJ/kg·K] c_bar=4,18[kJ/kg·K] "" eta_T=0,8387 W_dot_t=4599[kW] "" T_a=165[C] T_c=110[C] DELTATpp=2,895[C] DELTATcw=9[K] W_dot_b=260[kW] "" {m_dot_cw=629,8[kg/s]} "" "Datos" P[1]=17,5[bar]: x[1]=1 P[2]=2,35[bar] P[3]=2,35[bar] P[4]=2,35: x[4]=0 P[5]=17,5[bar] P[6]=17,5[bar] P[7]=17,5[bar]: x[7]=0 "" "Ecuaciones" h[1]=Enthalpy(R245fa;P=P[1];x=x[1]): s[1]=Entropy(R245fa;P=P[1]; x=x[1]): T[1]=Temperature(R245fa;P=P[1];x=x[1]) h_2s=Enthalpy(R245fa; s=s[1]; P=P[2]) s[2]=Entropy(R245fa;P=P[2];h=h[2]): T[2]=Temperature(R245fa;P=P[2];h=h[2]) h[4]=Enthalpy(R245fa;P=P[4];x=x[4]): s[4]=Entropy(R245fa;P=P[4]; x=x[4]): T[4]= Temperature(R245fa;P=P[4];x=x[4]) h[7]=Enthalpy(R245fa;P=P[7];x=x[7]): s[7]=Entropy(R245fa;P=P[7]; x=x[7]): T[7]=Temperature(R245fa;P=P[7];x=x[7]) s[5]=Entropy(R245fa;P=P[5]; h=h[5]): T[5]=Temperature(R245fa;h=h[5];P=P[5]) s[3]=Entropy(R245fa;P=P[3]; h=h[3]): T[3]=Temperature(R245fa;h=h[3];P=P[3]): x[3]=Quality(R245fa;P=P[3];h=h[3]) s[6]=Entropy(R245fa;h=h[6]; P=P[6]): T[6]=Temperature(R245fa;h=h[6];P=P[6]) "" "Pinch-Point" T_b = DELTATpp + T[7] ""

128

C Modelado de la planta en EES. Fluido: R-245fa.

"Turbina" W_dot_t=m_dot_wf*(h[1]-h[2]) eta_T=(h[1]-h[2])/(h[1]-h_2s) "" "Recuperador" (h[6]-h[5])=(h[2]-h[3]) "" "Condensador" m_dot_cw*c_bar*DELTATcw=m_dot_wf*(h[3]-h[4]) {23692[kW]=m_dot_wf*(h[3]-h[4]) Q_dot_c} "" "Bomba Alimentación" W_dot_b=m_dot_wf*(h[5]-h[4]) "" "Precalentador" m_dot_b*c_bar_b*(T_b-T_c)=m_dot_wf*(h[7]-h[6]) "" { "Evaporador" m_dot_b*c_bar_b*(T_a-T_b)=m_dot_wf*(h[1]-h[7]) } "" "Calor cedido al agua de refrigeración" q_c=h[3]-h[4] "Calor aportado al fluido de trabajo" q_a=h[1]-h[6] "Rendimiento térmico del ciclo" eta_th=1-(q_c/q_a)

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