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

PROYECTO FIN DE CARRERA

ANÁLISIS ELÉCTRICO DE LA MODIFICACIÓN Y AMPLIACIÓN DE UNA PLANTA DE COGENERACIÓN Y SU FUNCIONAMIENTO EN EL MERCADO ELÉCTRICO

Autor: Javier Dintén Fernández Director: Jaime Igea López-Fando

Madrid Mayo 2014

AUTORIZACIÓN PARA LA DIGITALIZACIÓN, DEPÓSITO Y DIVULGACIÓN EN ACCESO ABIERTO DE DOCUMENTACIÓN

1º. Declaración de la autoría y acreditación de la misma. El autor D. JAVIER DINTÉN FERNÁNDEZ , como ALUMNO de la UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS (COMILLAS), DECLARA que es el titular de los derechos de propiedad intelectual, objeto de la presente cesión, en relación con la obra PROYECTO FIN DE CARRERA: ANÁLISIS ELÉCTRICO DE LA MODIFICACIÓN Y AMPLIACIÓN DE UNA PLANTA DE COGENERACIÓN Y SU FUNCIONAMIENTO EN EL MERCADO ELÉCTRICO, que ésta es una obra original, y que ostenta la condición de autor en el sentido que otorga la Ley de Propiedad Intelectual como titular único o cotitular de la obra. En caso de ser cotitular, el autor (firmante) declara asimismo que cuenta con el consentimiento de los restantes titulares para hacer la presente cesión. En caso de previa cesión a terceros de derechos de explotación de la obra, el autor declara que tiene la oportuna autorización de dichos titulares de derechos a los fines de esta cesión o bien que retiene la facultad de ceder estos derechos en la forma prevista en la presente cesión y así lo acredita. 2º. Objeto y fines de la cesión. Con el fin de dar la máxima difusión a la obra citada a través del Repositorio institucional de la Universidad y hacer posible su utilización de forma libre y gratuita ( con las limitaciones que más adelante se detallan) por todos los usuarios del repositorio y del portal e-ciencia, el autor CEDE a la Universidad Pontificia Comillas de forma gratuita y no exclusiva, por el máximo plazo legal y con ámbito universal, los derechos de digitalización, de archivo, de reproducción, de distribución, de comunicación pública, incluido el derecho de puesta a disposición electrónica, tal y como se describen en la Ley de Propiedad Intelectual. El derecho de transformación se cede a los únicos efectos de lo dispuesto en la letra (a) del apartado siguiente. 3º. Condiciones de la cesión. Sin perjuicio de la titularidad de la obra, que sigue correspondiendo a su autor, la cesión de derechos contemplada en esta licencia, el repositorio institucional podrá: a) Transformarla para adaptarla a cualquier tecnología susceptible de incorporarla a internet; realizar adaptaciones para hacer posible la utilización de la obra en formatos electrónicos, así como incorporar metadatos para realizar el registro

de la obra e incorporar “marcas de agua” o cualquier otro sistema de seguridad o de protección. b) Reproducirla en un soporte digital para su incorporación a una base de datos electrónica, incluyendo el derecho de reproducir y almacenar la obra en servidores, a los efectos de garantizar su seguridad, conservación y preservar el formato. . c) Comunicarla y ponerla a disposición del público a través de un archivo abierto institucional, accesible de modo libre y gratuito a través de internet. d) Distribuir copias electrónicas de la obra a los usuarios en un soporte digital. 4º. Derechos del autor. El autor, en tanto que titular de una obra que cede con carácter no exclusivo a la Universidad por medio de su registro en el Repositorio Institucional tiene derecho a: a) A que la Universidad identifique claramente su nombre como el autor o propietario de los derechos del documento. b) Comunicar y dar publicidad a la obra en la versión que ceda y en otras posteriores a través de cualquier medio. c) Solicitar la retirada de la obra del repositorio por causa justificada. A tal fin deberá ponerse en contacto con el vicerrector/a de investigación ([email protected]). d) Autorizar expresamente a COMILLAS para, en su caso, realizar los trámites necesarios para la obtención del ISBN. e) Recibir notificación fehaciente de cualquier reclamación que puedan formular terceras personas en relación con la obra y, en particular, de reclamaciones relativas a los derechos de propiedad intelectual sobre ella. 5º. Deberes del autor. El autor se compromete a: a) Garantizar que el compromiso que adquiere mediante el presente escrito no infringe ningún derecho de terceros, ya sean de propiedad industrial, intelectual o cualquier otro. b) Garantizar que el contenido de las obras no atenta contra los derechos al honor, a la intimidad y a la imagen de terceros. c) Asumir toda reclamación o responsabilidad, incluyendo las indemnizaciones por daños, que pudieran ejercitarse contra la Universidad por terceros que vieran infringidos sus derechos e intereses a causa de la cesión.

d) Asumir la responsabilidad en el caso de que las instituciones fueran condenadas por infracción de derechos derivada de las obras objeto de la cesión. 6º. Fines y funcionamiento del Repositorio Institucional. La obra se pondrá a disposición de los usuarios para que hagan de ella un uso justo y respetuoso con los derechos del autor, según lo permitido por la legislación aplicable, y con fines de estudio, investigación, o cualquier otro fin lícito. Con dicha finalidad, la Universidad asume los siguientes deberes y se reserva las siguientes facultades: a) Deberes del repositorio Institucional: -

La Universidad informará a los usuarios del archivo sobre los usos permitidos, y no garantiza ni asume responsabilidad alguna por otras formas en que los usuarios hagan un uso posterior de las obras no conforme con la legislación vigente. El uso posterior, más allá de la copia privada, requerirá que se cite la fuente y se reconozca la autoría, que no se obtenga beneficio comercial, y que no se realicen obras derivadas. - La Universidad no revisará el contenido de las obras, que en todo caso permanecerá bajo la responsabilidad exclusiva del autor y no estará obligada a ejercitar acciones legales en nombre del autor en el supuesto de infracciones a derechos de propiedad intelectual derivados del depósito y archivo de las obras. El autor renuncia a cualquier reclamación frente a la Universidad por las formas no ajustadas a la legislación vigente en que los usuarios hagan uso de las obras. - La Universidad adoptará las medidas necesarias para la preservación de la obra en un futuro. b) Derechos que se reserva el Repositorio institucional respecto de las obras en él registradas: - Retirar la obra, previa notificación al autor, en supuestos suficientemente justificados, o en caso de reclamaciones de terceros.

Madrid, a ……….. de …………………………... de ………. ACEPTA

Fdo: ……………………………………………………………

Proyecto realizado por el alumno: Javier Dintén Fernández

Fdo: ………………..………..

Fecha: …../…../………

Autorizada la entrega del proyecto cuya información no es de carácter confidencial

EL DIRECTOR DEL PROYECTO

Jaime Igea López-Fando

Fdo: ………………..………..

Fecha: …../…../………

Vº Bº del Coordinador de Proyectos Fernando de Cuadra García

Fdo: ………………..………..

Fecha: …../…../………

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ANÁLISIS ELÉCTRICO DE LA MODIFICACIÓN Y AMPLIACIÓN DE UNA PLANTA DE COGENERACIÓN Y SU FUNCIONAMIENTO EN EL MERCADO ELÉCTRICO Autor: Dintén Fernández, Javier Director: Igea López-Fando, Jaime Entidad Colaboradora: Cogen Energía España

RESUMEN La cogeneración es una tecnología clave para la industria española, pues la hace más competitiva al obtener energía eléctrica y térmica (vapor de agua, gases, agua caliente sanitaria, etc.) a precios más asequibles. Como principales ventajas de la cogeneración, cabe destacar: 

Alta eficiencia energética.



Ahorro de energía primaria.



Generación distribuida.

La creciente demanda de los productos industriales de la fábrica asociada a la planta de cogeneración objeto de este proyecto, conlleva una mayor necesidad de energía térmica en forma de vapor de agua para los diversos procesos industriales requeridos para la obtención de los mismos, así como de frío. Ante esta necesidad, la planta de cogeneración contempla la ampliación de la planta para satisfacer dicha demanda de vapor de agua, así como la instalación de una máquina de absorción de bromuro de litio para suministrar frío (trigeneración) y la modificación de algunos componentes de la misma. La planta cuenta con un ciclo combinado y para la ampliación se procederá a la instalación de dos motores térmicos que empleen gas natural como combustible. Con esta ampliación, se pretende que la planta pase de suministrar el 53 % del vapor demandado por la fábrica a cerca del 70 % y que cubra la totalidad, o al menos parte, de la demanda de frío. La potencia eléctrica también aumentará, de los 28 MW instalados hasta la fecha hasta los 45 MW (objetivo), situándose así como una de las más significativas de España en cogeneración. Al mismo tiempo, se aprovechará para cambiar la turbina de gas existente (22,2 MW) por una más moderna, eficiente y con menores emisiones, dado que se había

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llegado al final de la vida útil de la anterior y era necesario cumplir con la normativa europea sobre las emisiones de NOx, que establece un máximo de 75 mg/Nm3. El presente proyecto tiene como objeto la parte eléctrica de media tensión. En la siguiente figura se puede apreciar los puntos clave en los que se ha centrado el proyecto (flechas rojas):

Red de distribución (110 kV)

Transformador principal 37 MVA

Ampliación

(11 kV)

G1 Turbina de gas 27.3 MVA

G2 Turbina de vapor 10.25 MVA Servicios auxiliares 1 2 MVA

Fábrica 7.6 MVA

M1

M2

Motor 1 8.5 MVA

Motor 2 8.5 MVA Servicios auxiliares 2 2 MVA



Diseño completo de la ampliación, comprobando todo lo establecido lo el Reglamento de Media Tensión.



Cambio de la turbina y análisis de sus componentes eléctricos, estudiando la viabilidad de los mismos y diseñando las modificaciones pertinentes. Se ha resuelto conservar el alternador, refrigerándolo con agua procedente de la máquina de absorción y añadir una terna más de cables.



Estudio de los elementos de la subestación elevadora para verificar su correcto funcionamiento con la ampliación y la necesidad de la modificación de los mismos. Ha sido necesario cambiar el transformador de 37 MVA por otro de 55 MVA.

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Una vez resueltos todos los aspectos técnicos del proyecto de manera satisfactoria, se ha procedido a realizar un estudio del comportamiento de la planta en el mercado eléctrico con la nueva legislación sobre las instalaciones de cogeneración y renovables, a fin de analizar la viabilidad del proyecto y compararla con la legislación anterior. Con la anterior legislación se funcionaba de manera rentable en carga base o discriminación horaria para motores. No obstante, esto sería completamente inviable para el nuevo marco regulatorio por la baja rentabilidad esperada. Ante esta dificultad, caben dos posibilidades, que pueden llegar incluso a combinarse: 

Funcionamiento selectivo de la planta según sea el precio de pool, que se publica el día antes. Para este caso base se ha tomado la media del pool de las horas con precio superior a 40 €/MWh, obteniendo 6.000 horas de operación. 120 110 100 90 80 €/MWh

70

60

55,3 €/MWh

50 40 €/MWh

40 30 20 10 0

0

1000

POOL



2000

3000

4000 Horas

MEDIA HORAS FUNCIONAMIENTO

5000

6000

7000

8000

MEDIA HORAS NO FUNCIONAMIENTO

Participación en mercados de ajuste como modo de complementar los ingresos de la planta y aumentar su rentabilidad. En este proyecto se ha estudiado sólo el mercado de regulación secundaria, que es el de mayor atractivo para este caso, contando por supuesto, con la necesidad de participar en una zona de regulación.

Con cualquiera de estas dos opciones, la rentabilidad esperada mejora notablemente, lo cual hace pensar que el futuro de un sector tan importante para la industria como es la cogeneración ha de ir en esta dirección en los próximos años.

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ELECTRIC ANALYSIS OF THE MODIFICATION AND THE EXTENSION OF A COGENERATION POWER PLANT AND ITS PERFORMANCE IN THE ELECTRICITY MARKET Author: Dintén Fernández, Javier Supervisor: Igea López-Fando, Jaime Cooperating Institution: Cogen Energía España

ABSTRACT The cogeneration, also called CHP (Combined Heat and Power), is a key technology for the Spanish industry, since it makes it more competitive with lower prices of electricity and thermal energy (steam, exhaust gases, hot water, etc.). The main benefits of this technology are: 

High energy efficiency.



Primary energy savings.



Distributed power generation.

The increasing demand of the industrial products manufactured by the factory associated to this cogeneration plant, entail a bigger demand of steam for various industrial processes required for their obtainment, as well as cooling (cold water). To meet this need, the cogeneration plant studies the possibility of an extension, as well as the installation of an absorption refrigerator of lithium bromide (LiBr) to provide cold water (trigeneration) and the modification of some of the components of the current power plant. The plant has a combined cycle and for the extension two new gas engines will be installed. With this project, it is expected to supply 70 % of the steam required by the factory (currently 53 %) and the total demand of refrigerated water. The electric power will also increase, from 28 MW to 45 MW (objective), becoming one of the most important cogeneration plants in Spain. At the same time, the existing gas turbine (22,2 MW) will be replaced by another one more efficient and with lower emissions. This is due to the fact that its useful life has come to an end and the maximum NOx emissions established by the European Union are 75 mg/Nm3.

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This project takes care of the medium voltage electric part. In the following picture, the key points which the project has focused on can be appreciated (red arrows):

Distribution network (110 kV)

Main transformer 37 MVA

Extension

(11 kV)

G1 Gas turbine 27.3 MVA

G2

M1

Steam turbine 10.25 MVA Auxiliary services 1 2 MVA

Engine 1 8.5 MVA Factory 7.6 MVA

M2 Engine 2 8.5 MVA Auxiliary services 2 2 MVA



Complete design of the extension, making sure what is established in the Medium Voltage regulation.



Gas turbine change and analysis of its electric components, checking their viability and designing the modifications required. The generator remains in use, cooling it with water from the absorption refrigerator, and an additional triad of cable has been installed.



Study of the components of the electrical substation to verify their correct operation with the extension and the need of their replacement. The substitution of the main transformer of 37 MVA for another one of 55 MVA has been necessary.

Once these technical issues have been successfully solved, a research about the performance of the power plant in the market has been carried out. Therefore, the viability of the project has been analysed, comparing the former and the current legislation about CHP and renewable power plants.

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With the former legislation, it was profitable to operate in base load or only in peak hours with the gas engines. Nevertheless, this would be completely unfeasible for the new legislation because of the low profitability expected. To face this difficulty, there are two options, which may even be combined: 

Choosing the operating hours of the plant depending on the pool price, which is published the day before. For this base case of the project, it was selected the average pool price of the hours whose prices were higher than 40 €/MWh, obtaining 6.000 operating hours.

120 110 100 90 80 €/MWh

70

60

55,3 €/MWh

50 40 €/MWh

40 30 20 10 0

0

1000

POOL



2000

3000

4000 5000 Hours

AVERAGE OPERATING HOURS

6000

7000

8000

AVERAGE NOT OPERATING HOURS

Participation in the balancing markets, as a way to complement the incomes of the plant and increase its profitability. This project has only analysed the secondary market, which is the most attractive for this case; knowing of course, that the participation in a regulation zone is necessary.

With any of these two options, the profitability improves remarkably. This may indicate that this could be the future of the cogeneration, a significant sector for the industry.

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Documento I. Memoria

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ÍNDICE 1.1

MEMORIA ......................................................................................... 7

1.1.1

INTRODUCCIÓN, MOTIVACIÓN Y OBJETIVOS ............................................................ 8

1.1.2

DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES .................................................................... 12

1.1.2.1

ELECCIÓN DE LOS NUEVOS COMPONENTES ....................................................... 12

1.1.2.1.1

ELECCIÓN DE LOS MOTORES ....................................................................... 12

1.1.2.1.1.1 Motores de gas....................................................................................... 12 1.1.2.1.1.2 Ciclo de Otto........................................................................................... 13 1.1.2.1.1.3 Ciclo de absorción .................................................................................. 15 1.1.2.1.1.4 Propuesta de modelos ........................................................................... 16 1.1.2.1.2

ELECCIÓN DE LA TURBINA DE GAS .............................................................. 20

1.1.2.1.2.1 Turbinas de gas ...................................................................................... 21 1.1.2.1.2.2 Ciclo de Brayton ..................................................................................... 22 1.1.2.1.2.3 Caldera de recuperación de vapor ......................................................... 23 1.1.2.1.2.4 Propuesta de modelos ........................................................................... 25 1.1.2.2

MODIFICACIONES EN LA INSTALACIÓN EXISTENTE............................................. 29

1.1.2.2.1

ALTERNADOR DE LA TURBINA DE GAS ........................................................ 29

1.1.2.2.2

TRANSFORMADOR PRINCIPAL DE POTENCIA .............................................. 31

1.1.2.2.3

CABLEADO DE POTENCIA DEL ALTERNADOR DE LA TURBINA DE GAS ........ 32

1.1.2.3

AMPLIACIÓN DE LA PLANTA ................................................................................ 33

1.1.2.3.1

SISTEMA DE 11 kV ....................................................................................... 33

1.1.2.3.2

ESTRUCTURA GENERAL DE LAS CELDAS ...................................................... 34

1.1.2.3.3

APARELLAJE DE LAS CELDAS EMPLEADAS ................................................... 35

1.1.2.3.3.1 Celda de conexión al sistema (C1) ......................................................... 35 1.1.2.3.3.2 Celdas de protección de los generadores (C2 y C3) ............................... 36 1.1.2.3.3.3 Celda de protección del transformador de servicios auxiliares (C4) ..... 38 1.1.2.3.4

RELÉS DE PROTECCIÓN ................................................................................ 40

1.1.2.3.4.1 Protección de los generadores............................................................... 40 1.1.2.3.4.2 Protección del transformador de servicios auxiliares ............................ 40 1.1.2.3.5

APARELLAJE EXTERIOR ................................................................................ 41 1

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1.1.2.3.6

NUEVOS COMPONENTES ............................................................................ 41

1.1.2.3.6.1 Generadores........................................................................................... 41 1.1.2.3.6.2 Transformador de servicios auxiliares ................................................... 42 1.1.2.3.7

CABLEADO DE POTENCIA ............................................................................ 42

1.1.2.3.7.1 Tramo 1 (de C1 al seccionador exterior) ................................................ 42 1.1.2.3.7.2 Tramo 2 (de C2 y C3 al generador correspondiente) ............................. 43 1.1.2.3.7.3 Tramo 3 (de C4 al transformador de servicios auxiliares) ..................... 43 1.1.2.3.8

INSTALACIONES AUXILIARES ....................................................................... 43

1.1.2.3.8.1 Alimentación de corriente continua ...................................................... 43 1.1.2.3.8.2 Cuadro de alimentación a sistemas auxiliares ....................................... 44 1.1.2.3.8.3 Alumbrado y tomas de corriente ........................................................... 44 1.1.2.3.9

INSTALACIÓN DE TIERRAS ........................................................................... 44

1.1.2.3.9.1 Puesta a tierra de protección ................................................................. 44 1.1.2.3.9.2 Puesta a tierra de servicio ...................................................................... 45

1.2

CÁLCULOS ....................................................................................... 46

1.2.1

CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS DE LA ELECCIÓN DE NUEVOS COMPONENTES ............ 47

1.2.1.1

ELECCIÓN DE LOS MOTORES ............................................................................... 47

1.2.1.1.1

OPCIÓN 1 MOTOR ROLLS-ROYCE BV20 ....................................................... 47

1.2.1.1.1.1 Cálculo del balance energético .............................................................. 47 1.2.1.1.1.2 Cálculo de la rentabilidad....................................................................... 49 1.2.1.1.2

OPCIÓN 2 MOTORES ROLLS-ROYCE BV16 ................................................... 50

1.2.1.1.2.1 Cálculo del balance energético. ............................................................. 50 1.2.1.1.2.2 Cálculo de la rentabilidad....................................................................... 51 1.2.1.2

ELECCIÓN DE LA TURBINA DE GAS ...................................................................... 52

1.2.1.2.1

CALDERA DE RECUPERACIÓN DE VAPOR .................................................... 52

1.2.1.2.2

BALANCE ENERGÉTICO ................................................................................ 55

1.2.1.2.3

CÁLCULO DE LA RENTABILIDAD ................................................................... 56

1.2.1.2.3.1 LM2500 PJ DLE ....................................................................................... 56 1.2.1.2.3.2 LM2500 PH STIG ..................................................................................... 57 1.2.1.2.3.3 LM2500 PH STIG 50% ............................................................................. 58 1.2.1.2.3.4 LM2500 PH 100% ................................................................................... 59 2

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1.2.1.2.3.5 LM2500 PR +DLE 26 MW........................................................................ 60 1.2.1.2.3.6 LM2500 PR +DLE .................................................................................... 61 1.2.1.2.3.7 Resumen................................................................................................. 61 1.2.2

CÁLCULOS DE LAS MODIFICACIONES NECESARIAS EN LA INSTALACIÓN EXISTENTE .. ................................................................................................................................. 62

1.2.2.1 DIMENSIONADO DEL CABLEADO DE POTENCIA DEL ALTERNADOR DE LA TURBINA DE GAS ................................................................................................................. 62 1.2.2.1.1

INTENSIDADES MÁXIMAS ADMISIBLES EN LOS CONDUCTORES ................. 63

1.2.2.1.2 INTENSIDADES MÁXIMAS DE CORTOCIRCUITO ADMISIBLES EN LOS CONDUCTORES ................................................................................................................ 67 1.2.2.1.3 1.2.3 1.2.3.1

CAÍDAS DE TENSIÓN ADMISIBLES EN LOS CONDUCTORES ......................... 68

CÁLCULOS DE LA AMPLIACIÓN ................................................................................ 70 DIMENSIONADO DEL CABLEADO DE POTENCIA.................................................. 70

1.2.3.1.1

INTENSIDADES MÁXIMAS ADMISIBLES EN LOS CONDUCTORES ................. 70

1.2.3.1.2 INTENSIDADES MÁXIMAS DE CORTOCIRCUITO ADMISIBLES EN LOS CONDUCTORES ................................................................................................................ 72 1.2.3.1.3

CAÍDAS DE TENSIÓN ADMISIBLES EN LOS CONDUCTORES ......................... 73

1.2.3.2 CÁCULO DE LOS ESFUERZOS ELECTRODINÁMICOS EN LOS EMBARRADOS DE LAS CELDAS 75 1.2.3.3

CÁLCULO DE LA PUESTA A TIERRA ...................................................................... 79

1.2.3.3.1

RED GENERAL DE PUESTA A TIERRA ............................................................ 79

1.2.3.3.2 JUSTIFICACIÓN DE INTERCONEXIÓN ENTRE LAS REDES DE PUESTA A TIERRA DE PROTECCIÓN Y DE SERVICIO EN UN ÚNICO ELECTRODO COMÚN ............................ 80 1.2.3.3.3 JUSTIFICACIÓN DE INTERCONEXIÓN ENTRE LAS REDES DE PUESTA A TIERRA DE ALTA Y BAJA TENSIÓN EN UN ÚNICO ELECTRODO COMÚN ...................................... 82

1.3

ESTUDIO ECONÓMICO.................................................................... 83

1.3.1

ANTECEDENTES ....................................................................................................... 84

1.3.2

NUEVO MARCO REGULATORIO ............................................................................... 88

1.3.3

MERCADOS .............................................................................................................. 89

1.3.3.1

MERCADO IBÉRICO DE ELECTRICIDAD ................................................................ 89

1.3.3.1.1

MERCADO DIARIO O POOL .......................................................................... 90

1.3.3.1.2

MERCADO INTRADIARIO ............................................................................. 92

1.3.3.2

MERCADOS DE AJUSTE ........................................................................................ 93 3

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1.3.3.2.1

SOLUCIÓN DE RESTRICCIONES POR GARANTÍA DE SUMINISTRO ............... 94

1.3.3.2.2

SOLUCIÓN DE RESTRICCIONES TÉCNICAS.................................................... 95

1.3.3.2.2.1 Solución de restricciones técnicas del PBF ............................................ 95 1.3.3.2.2.2 Solución de restricciones técnicas tras el mercado intradiario ............. 96 1.3.3.2.2.3 Solución de restricciones técnicas tras el mercado intradiario ............. 97 1.3.3.2.3

SERVICIOS COMPLEMENTARIOS ................................................................. 97

1.3.3.2.3.1 Reserva de potencia adicional a subir.................................................... 97 1.3.3.2.3.2 Regulación primaria ............................................................................... 97 1.3.3.2.3.3 Regulación secundaria ........................................................................... 98 1.3.3.2.3.4 Regulación terciaria................................................................................ 98 1.3.3.2.3.5 Control de tensión de la red de transporte ........................................... 99 1.3.3.2.4 1.3.4 1.3.4.1

GESTIÓN DE DESVÍOS .................................................................................. 99

CASOS BASE ........................................................................................................... 100 LEGISLACIÓN ANTERIOR .................................................................................... 100

1.3.4.1.1

CARGA BASE .............................................................................................. 101

1.3.4.1.2

DISCRIMINACIÓN HORARIA MOTORES ..................................................... 102

1.3.4.2

NUEVO MARCO REGULATORIO ......................................................................... 103

1.3.4.2.1

CARGA BASE .............................................................................................. 104

1.3.4.2.2

DISCRIMINACIÓN HORARIA MOTORES ..................................................... 105

1.3.4.2.3

FUNCIONAMIENTO SELECTIVO ................................................................. 106

1.3.4.2.4

MERCADO SECUNDARIO ........................................................................... 107

1.3.4.3

CONCLUSIONES ................................................................................................. 108

Anexos...................................................................................................................................110

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ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1. Esquema unifilar básico de la ampliación suponiendo el empleo de 2 motores ......... 10 Figura 2. Esquema elemental de un motor de gas...................................................................... 13 Figura 3. Diagrama P-V teórico del ciclo de Otto ........................................................................ 14 Figura 4. Esquema del funcionamiento de la máquina de absorción ......................................... 15 Figura 5. Esquema general del proceso con la ampliación ......................................................... 18 Figura 6. Motor B3540V AG-16 ................................................................................................... 18 Figura 7. Esquema elemental de una turbina de gas .................................................................. 21 Figura 8. Diagrama P-V y T-S teóricos del ciclo Brayton ............................................................. 22 Figura 9. Circuito de alta presión en la caldera ........................................................................... 24 Figura 10. Circuito de baja presión en la caldera ........................................................................ 25 Figura 11. Turbina de gas LM2500PR + DLE ................................................................................ 28 Figura 12. Diagrama de temperaturas en el circuito de alta presión ......................................... 52 Figura 13. Diagrama de temperaturas en el circuito de baja presión ......................................... 53 Figura 14. Distancia entre ternas representada en la Tabla 21 .................................................. 66 Figura 15. Liberalización del mercado eléctrico .......................................................................... 84 Figura 16. Venta a tarifa .............................................................................................................. 86 Figura 17. Evolución de la energía producida por instalaciones de régimen especial................ 87 Figura 18. Método de casación de oferta y demanda para cada hora ....................................... 90 Figura 19. Secuencia de tiempo del mercado ............................................................................. 91 Figura 20. Secuencia de las sesiones del mercado intradiario .................................................... 92 Figura 21. Secuencia de la solución de restricciones por garantía de suministro ...................... 94 Figura 22. Secuencia de la solución de restricciones técnicas del PBF ....................................... 96 Figura 23. Monótona del pool del año 2013 ............................................................................. 108

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ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1. Especificaciones técnicas de los motores ...................................................................... 17 Tabla 2. Balance energético de los motores ............................................................................... 17 Tabla 3. Balance de potencias (MW) en la instalación................................................................ 26 Tabla 4. Especificaciones técnicas de las turbinas ...................................................................... 27 Tabla 5. Datos energéticos de las turbinas ................................................................................. 27 Tabla 6. Potencia de los generadores y servicios auxiliares........................................................ 31 Tabla 7. Valores de referencia del rendimiento para la producción separada de calor ............. 48 Tabla 8. Estudio de la rentabilidad de la configuración de 1 Motor Rolls-Royce BV20 .............. 49 Tabla 9. Estudio de la rentabilidad de la configuración de 2 Motores Rolls-Royce BV16........... 51 Tabla 10. Estudio de la rentabilidad de la Turbina LM2500 PJ DLE ............................................ 56 Tabla 11. Estudio de la rentabilidad de la Turbina LM2500 PH STIG .......................................... 57 Tabla 12. Estudio de la rentabilidad de la Turbina LM2500 PH STIG 50% .................................. 58 Tabla 13. Estudio de la rentabilidad de la Turbina LM2500 PH STIG 100% ................................ 59 Tabla 14. Estudio de la rentabilidad de la Turbina LM2500 PR +DLE 26 MW ............................. 60 Tabla 15. Estudio de la rentabilidad de la Turbina LM2500 PR +DLE a plena carga ................... 61 Tabla 16. Intensidades máximas admisibles (A) en servicio permanente .................................. 63 Tabla 17. Factor de corrección para temperatura del terreno distinta de 25 ºC ....................... 64 Tabla 18. Factor de corrección para resistividad térmica del terreno distinta de 1,5 K*m/W ... 64 Tabla 19. Resistividad térmica del terreno según naturaleza y humedad .................................. 64 Tabla 20. Factor de corrección para profundidad distinta de 1 m .............................................. 65 Tabla 21. Factor de corrección según distancia entre ternas ..................................................... 65 Tabla 22. Densidad máxima admisible para corrientes de cortocircuito en A/mm2 (Aluminio) 67 Tabla 23. Complemento por energía reactiva............................................................................. 86 Tabla 24. Rendimiento eléctrico equivalente umbral ................................................................. 87 Tabla 25. Estudio económico con legislación anterior y carga base ......................................... 101 Tabla 26. Estudio económico con legislación anterior y discriminación horaria para motores 102 Tabla 27. Estudio económico con nueva legislación y carga base ............................................ 104 Tabla 28. Estudio económico con nueva legislación y discriminación horaria para motores... 105 Tabla 29. Estudio económico con nueva legislación y funcionando de manera selectiva........ 106 Tabla 30. Estudio económico con nueva legislación y participación en mercado secundario . 107 6

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1.1 Memoria

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1.1.1

INTRODUCCIÓN, MOTIVACIÓN Y OBJETIVOS

La cogeneración es una tecnología clave para la industria española, pues la hace más competitiva al obtener energía eléctrica y térmica (vapor de agua, gases, agua caliente sanitaria, etc.) a precios más asequibles. En España hay actualmente 6.110 MW de potencia instalada, distribuida a lo largo de la geografía española en más de 900 instalaciones, lo que supone una cobertura del 12% de la demanda eléctrica nacional. Como principales ventajas de esta tecnología, cabe destacar las siguientes características: 

Alta eficiencia energética: puede llegar al 80% de rendimiento global, lo cual provoca que este sector reduzca las importaciones energéticas del país un 2%, así como las emisiones de gases de efecto invernadero un 3,2%.



Ahorro de energía primaria: este ahorro (principalmente de gas natural) se cifra en 1,5 millones de tep/año.



Generación distribuida: al estar repartida por toda la geografía, es clave para la seguridad del suministro pues es una fuente de energía cercana al punto de consumo y con capacidad de generación previsible y garantizada.

En este proyecto se contempla la ampliación de una planta ya existente y la modificación de algunos componentes de la misma. Una vez resueltos todos los aspectos técnicos del proyecto, se procederá a realizar un estudio de su comportamiento en el mercado eléctrico con la nueva legislación sobre las instalaciones de régimen especial. La creciente demanda de los productos industriales de la fábrica asociada a esta planta de cogeneración, conlleva una mayor necesidad de energía térmica en forma de vapor de agua para los diversos procesos industriales requeridos para la obtención de los mismos, así como de frío. Ante esta necesidad, la planta de cogeneración contempla la ampliación de la planta para satisfacer dicha demanda, así como la instalación de una máquina de absorción de bromuro de litio para suministrar frío.

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La planta, hasta la fecha, cuenta con un ciclo combinado y para la ampliación se procederá a la instalación de uno o varios motores térmicos que empleen gas natural como combustible. Con esta ampliación, se pretende que la planta pase de suministrar el 53% del vapor demandado por la fábrica a cerca del 70% y que cubra la totalidad, o al menos parte, de la demanda de frío. La potencia eléctrica también aumentará, de los 28 MW instalados hasta la fecha hasta los 45 MW (objetivo), situándose así como una de las más significativas de España en cogeneración. Al mismo tiempo, se aprovechará para cambiar la turbina de gas existente (22,2 MW) por una más moderna, eficiente y con menores emisiones, dado que se había llegado al final de la vida útil de la anterior y era necesario cumplir con la normativa europea sobre las emisiones de NOx, que establece un máximo de 75 mg/Nm3. Este proyecto se centrará en el aspecto eléctrico de dicha ampliación. Entre otras cosas, se calcularán los nuevos datos de la planta, se analizarán los equipos existentes para ver qué se puede aprovechar y qué será necesario modificar y por último, se estudiará la conexión de la ampliación a la subestación existente de 110/11 kV. Con la ampliación que se pretende realizar se cubrirá una mayor parte de la demanda de la fábrica de vapor de agua y frío. No obstante, para cumplir este objetivo, la producción de energía eléctrica aumentará y hay que conectar la nueva instalación a la red por medio de la subestación de la manera más segura, fiable y económica posible. Por todo esto, el proyecto se centrará en estudiar dicha conexión eléctrica, calculando todos los componentes de la misma y valorando la viabilidad de partes de la antigua instalación en la nueva configuración de la planta. Por todo lo citado anteriormente, los objetivos quedan estipulados de la siguiente manera: 

Configuración óptima de la conexión a la subestación: Para ello antes habrá que decidir qué motor o motores se instalarán y cómo será la nueva turbina de gas. Una vez que tengamos los datos técnicos, podremos estudiar la mejor manera de conexión de los nuevos componentes. El proyecto no pretende diseñar una subestación desde cero, sino diseñar la conexión a la misma de la nueva instalación, respetando las limitaciones técnicas y de espacio, y buscando posibles soluciones para conseguir una configuración lo más fiable y económica posible.

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Red de distribución (110 kV)

Transformador principal 37 MVA

Ampliación

(11 kV)

G1 Turbina de gas 27.3 MVA

G2 Turbina de vapor 10.25 MVA Servicios auxiliares 1 2 MVA

Fábrica 7.6 MVA

M1

M2

Motor 1 8.5 MVA

Motor 2 8.5 MVA Servicios auxiliares 2 2 MVA

Figura 1. Esquema unifilar básico de la ampliación suponiendo el empleo de 2 motores



Optimización del generador de la turbina de gas: El generador existente conectado a la turbina de gas está diseñado en principio para la potencia de la turbina actual. Habrá que estudiar la viabilidad de mantener dicho generador con la nueva turbina y analizar las modificaciones pertinentes si se resuelve que se puede seguir empleando el generador.



Cálculo de la instalación eléctrica requerida para las modificaciones propuestas: Se estudiarán y calcularán las líneas, embarrados y la capacidad de transformación existentes, para compararlos con los requerimientos técnicos de la nueva instalación.



Diseño de las modificaciones necesarias: Una vez estudiada la instalación eléctrica existente y la necesaria para el correcto funcionamiento de la planta con la ampliación, se determinarán los componentes que habrán de ser sustituidos y los que podrán permanecer en funcionamiento, aportando las especificaciones técnicas pertinentes.

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

Análisis de la nueva configuración en el mercado eléctrico: Cuando ya esté diseñada la ampliación de la planta, con los datos reales de funcionamiento de la nueva configuración, se estudiará cómo repercute la ampliación en la operación de la planta en el mercado eléctrico.

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1.1.2 DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES

1.1.2.1

ELECCIÓN DE LOS NUEVOS COMPONENTES

1.1.2.1.1 ELECCIÓN DE LOS MOTORES

Ante la creciente demanda de vapor y refrigeración por parte de la fábrica, se plantea la necesidad de ampliar la planta de cogeneración. Con esta ampliación se pretende, no sólo satisfacer esta necesidad, sino también aumentar la potencia eléctrica de la planta para aumentar la energía gestionada en el mercado eléctrico. Para acometer esta tarea se plantea la instalación de uno o varios motores térmicos, que empleen gas natural como combustible. Se elige esta configuración porque para proveer refrigeración a la industria, se empleará una máquina de absorción de bromuro de litio (LiBr), que en este caso obtiene frío a partir del agua caliente proveniente de la refrigeración de las camisas de los motores.

1.1.2.1.1.1 Motores de gas Los motores de gas son los equipos con el rendimiento de conversión de energía térmica a eléctrica más elevado en la actualidad (cercano al 50%). En la cámara de combustión tiene lugar la detonación de la mezcla de gas y aire. Tienen forma cilíndrica y en su interior existe un pistón móvil que realiza la aspiración del combustible y el aire por un extremo mientras que por el otro extremo cede la energía desprendida en la combustión al eje motor mediante un sistema biela-manivela. Una vez realizada la combustión, el pistón se desplaza para evacuar los gases de escape, que irán a una caldera de recuperación para producir vapor para la fábrica.

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Figura 2. Esquema elemental de un motor de gas

La función del generador es la conversión de energía mecánica en energía eléctrica. Una particularidad de los motores es su relativamente baja velocidad de rotación, lo cual hace posible un ensamblaje directo del eje motor al generador sin necesidad de una caja reductora. El circuito de evacuación de gases de escape mueve el turbo antes de ir a la caldera de recuperación de vapor. Existen dos circuitos de refrigeración: alta temperatura (primera etapa de aire y agua de las camisas) y baja temperatura (segunda etapa de aire y aceite lubricante). Esta agua de refrigeración es la que se empleará para alimentar la máquina de absorción y obtener agua refrigerada.

1.1.2.1.1.2 Ciclo de Otto Este es el ciclo termodinámico teórico que se aplica a los motores de combustión interna.

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Figura 3. Diagrama P-V teórico del ciclo de Otto

Aunque el escape y la admisión no son parte del proceso termodinámico, son fundamentales en la renovación de la carga del ciclo. Los procesos representados en la gráfica son los siguientes: 

E-A: admisión a presión constante (renovación de la carga).



A-B: comprensión de los gases isentrópica.



B-C: combustión, aporte de calor a volumen constante. La presión se eleva rápidamente antes de comenzar el tiempo útil.



C-D: fuerza, expansión isentrópica o parte del ciclo que entrega trabajo.



D-A: Escape, cesión del calor residual al ambiente a volumen constante.



A-E: Escape, vaciado de la cámara a presión constante (renovación de la carga).

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1.1.2.1.1.3 Ciclo de absorción Este ciclo de absorción se basa en la capacidad del bromuro de litio de absorber el agua en estado gaseoso y de deshidratarse mediante calor. Se emplea agua como refrigerante y el bromuro de litio, que es una sal similar a la común (NaCl), como absorbente. Una de las principales ventajas es que ambos son agentes inocuos para el medio ambiente.

Figura 4. Esquema del funcionamiento de la máquina de absorción

El esquema de la Figura 4 representa de manera simplificada el ciclo de absorción. En el generador, la solución diluida contiene un 52% de LiBr y por el circuito primario circula el agua caliente proveniente de la refrigeración de las camisas de los motores que aporta la energía necesaria para hacer funcionar el ciclo. Como efecto del calor aportado por el circuito primario de agua caliente, el agua de la solución diluida entra en ebullición y el vapor 15

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formado pasa al recipiente contiguo que es el condensador. Debido a esta separación de vapor, la solución restante, denominada solución concentrada, se concentra hasta un 56% de LiBr dirigiéndose en estas condiciones hacia el intercambiador de calor situado en la parte inferior del esquema. Mientras, en el condensador, el vapor de agua es enfriado por un circuito de agua procedente de las torres de refrigeración, condensando el vapor y convirtiéndolo en líquido. Este líquido refrigerante, es introducido por diferencia de presión en el evaporador donde se mantiene una presión absoluta de 0,9 kPa (0,9 % de la presión atmosférica), por lo que se evapora a 3ºC adquiriendo el calor necesario para ello del circuito de agua a refrigerar, rebajando su temperatura a unos 12ºC. Al mismo tiempo, la solución concentrada al 56% de LiBr procedente del generador fluye en el absorbedor que comparte espacio y presión con el evaporador, siendo el vapor de agua contenido en este absorbido por el LiBr debido a su afinidad con el agua, diluyendo la concentración de LiBr de nuevo al 52%. Esto permite eliminar el vapor a medida que se produce y continuar manteniendo la presión de 0,9 kPa en el espacio compartido por el evaporador y el absorbedor. El fenómeno de la absorción produce calor que a su vez es eliminado por el mismo circuito de enfriamiento antes de dirigirse al condensador. Finalmente, la solución diluida al 52% de LiBr por la absorción del vapor, es aspirada por la bomba de solución para enviarla de nuevo al generador donde se reinicia el proceso, pasando previamente por un intercambiador de calor que permite aumentar el rendimiento del ciclo.

1.1.2.1.1.4 Propuesta de modelos El estudio comparativo de modelos se centra en dos configuraciones diferentes de motores térmicos de gas natural de la marca Rolls-Royce, dado que esta marca ofrece los mejores rendimientos equivalentes y ya se ha empleado en otros proyectos, obteniendo buenos resultados:  Un motor BV20 de 8.490 kW.  Dos motores BV16 de 6.790 kW cada uno.

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Los datos de partida de ambas configuraciones son los siguientes:

Número de unidades Potencia eléctrica (kW) Rendimiento eléctrico (%) Producción vapor (t/h) Presión vapor (bar) Producción agua caliente AT (kW) Producción agua caliente BT (kW)

Opción 1 1 8.490 44,1 5,1 15,5 2.160 1.750

Opción 2 2 13.580 44,1 8,1 15,5 3.460 2.790

Tabla 1. Especificaciones técnicas de los motores

A partir de estos datos, mediante los cálculos realizados en los apartados 1.2.1.1.1.1 y 1.2.1.1.2.1 de Cálculos, obtenemos datos del balance energético:

Horas de operación (h/año) Producción eléctrica (MWh/año) Autoconsumo (MWh/año) Exportación a red (MWh/año) Producción vapor (t/año) Consumo gas natural (MWH PCS/año) Prod. máquina absorción (MWh/año) Rend. eléctrico equivalente (%;req.55)

Opción 1 8.400 71.316 2.767 68.549 42.840 161.714 13.000 61,67

Opción 2 8.400 114.072 4.426 109.646 68.040 258.667 13.000 58,8

Tabla 2. Balance energético de los motores

De acuerdo con el estudio económico comparativo de ambos modelos, detallado en los apartados 1.2.1.1.1.2 y 1.2.1.1.2.2 de Cálculos, se elige la configuración de 2 motores Rolls-Royce BV16. En la ampliación, el aprovechamiento térmico se produce en una única caldera de recuperación de vapor, que produce vapor de agua sobrecalentado a 15,5 bar.

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Turbina Vapor G

G

Turbina Gas Condenser

Condensados

Vapor BP Vapor MP

2 Motores Gas 6,8 MW G

G

Ampliación

Figura 5. Esquema general del proceso con la ampliación

Figura 6. Motor B3540V AG-16

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Especificación Técnica 

Dos grupos motogeneradores ROLLS ROYCE B3540V AG-16. Valores esperados en condiciones normales de operación. Potencia eléctrica Consumo específico de gas Calor disipado en circuito AT Calor disipado en circuito BT Temperatura gases de escape Caudal de gases Presión de gas natural Presión aire de arranque Longitud Anchura Altura Peso en seco



6.790 kW 7.775 kJ/kWhe 1.730 kW 1.395 kW 415 ºC 37.700 kg/h 4 barg 30/18 barg 12,1 m 3,3 m 4,5 m 71.200 kg

Condiciones de operación en emplazamiento Altura sobre nivel del mar Temperatura ambiente Humedad relativa media anual Pérdidas de carga máxima en admisión Pérdidas de carga máxima en escape