Análisis de sistema de cocombustión con biomasa y solar en plantas de carbón

Proyecto Fin de Carrera Ingeniería de Telecomunicación Formato de Publicación de la Escuela Técnica Superior de Ingeniería Autor: F. Javier Payán Somet Tutor: Juan José Murillo Fuentes Dep. Teoría de la Señal y Comunicaciones Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2013 Proyecto Fin de Master Máster en Sistemas de Energía Térmica Análisis de sistema de cocombustión con biomasa y solar en plantas de carbón Autor: Alexander Franco Ildefonso Sánchez Tutor: Ricardo Chacartegui Dpto. de Ingeniería Energética Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2021 Proyecto Fin de Master Máster en Sistemas de Energía Térmica Análisis de sistema de cocombustión con biomasa y solar en plantas de carbón Autor: Alexander Franco Ildefonso Sánchez Tutor: Ricardo Chacartegui Ricardo Chacartegui Dpto. de Ingeniería Energética Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2021 Proyecto Fin de Master: Análisis de sistema de cocombustión con biomasa y solar en plantas de carbón Autor: Alexander Franco Ildefonso Sánchez Tutor: Ricardo Chacartegui El tribunal nombrado para juzgar el trabajo arriba indicado, compuesto por los siguientes profesores: Presidente: Vocal/es: Secretario: acuerdan otorgarle la calificación de: El Secretario del Tribunal Fecha: Agradecimientos Dedicado a mi familia y amigos. Alexander Franco Ildefonso Sanchez Ingeniero Mecánico Sevilla, 2021 I Resumen En el presente trabajo se estudiará la posibilidad de hibridación de una planta de combustible fósil ,carbón lignito, con alguna fuente renovable como la biomasa o la termosolar. En los primeros capítulos se estudian las tecnologías actualmente utilizadas en plantas de potencia de ciclo Rankine y se presentan innovaciones en los sistemas de almacenamiento térmico de plantas termosolares. Sucesivamente se estudia el estado actual de las plantas de carbón en Europa y la posibilidad de re-potenciación de alguna de ellas con alguna fuente renovable. Para estudiar las ventajas de la hibridación de fuentes de energía, se modela una planta de combustible fósil en EBSILON ® Professional en donde se realizan modificaciones para evaluar el resultado de la hibridación con biomasa con respecto a las eficiencias del ciclo y la cantidad de emisiones de CO2 y NOx de la planta inicial a base carbón. Finalmente se realiza un análisis paramétrico y se cuantifican las mejoras que se consiguen de la hibridación de fuente fósil con fuente renovable. III 4Capítulo 1. Introducción realiza un estudio paramétrico de las simulaciones realizadas y finalmente se presentan los resultados, se encuentran tendencias y se generan conclusiones. 2 Estado del arte Texto elaborado por Alexander Franco Ildefonso Sanchez, Escuela Técnica Superior de Ingeniería de la Universidad de Sevilla 2.1 Objetivo del capítulo El objetivo es revisar las tecnologías que se utilizan para la co-combustión de carbón y biomasa en plantas de potencia de ciclo Rankine. Se explica el concepto del ratio de co-combustión carbón/biomasa y se dan ejemplos de plantas reales que aplican la co-combustión. Se explican los beneficios y desventajas de una co-combustión de carbón con biomasa con respecto a la reducción de emisiones contaminantes y la pérdida de eficiencia que se acarrea en la planta debido a la disminucion del poder calorífico del combustible. Se estudia la posibilidad de hibridación de la planta carbón/biomasa con una fuente termosolar. Finalmente,como información complementaria, se presentarán innovaciones en la mejora de los sistemas de captación solar y almacenamiento térmico para el caso de hibridación con fuente solar. 2.2 Tecnologías para la combustión de biomasa El uso de la biomasa para la producción de potencia ha incrementado su interés durante la última década. Esto se debe a que es la única fuente combustible renovable con un poder calorífico competitivo ,en comparación al carbón, y que además se tiene disponible para cuando se requiera. Para destacar la disponibilidad del recurso biomasa y su potencial de utilización, en la Fig 2.1 se muestra la relación actual entre su producción y la demanda por país. En esta gráfica se evidencia la gran disponibilidad del recurso con respecto a su demanda actual. En termodinámica, la capacidad de explotar la energía interna de los enlaces de la biomasa, depende del tipo de biomasa, el método de combustión, y los ratios de co-combustión utilizados en la unidad de combustión. Esta unidad de combustión tiene los siguientes sistemas principales: •Sistema de alimentación de combustible. •Sistema de suministro de aire. •Cámara de combustión. •Sistema de descarga de cenizas, que también puede recoger cenizas de la caldera. •Sistema de recirculación de gases de combustión. •Sistema de intercambio de calor,es decir, tubos de agua o calderas de carcasa. •Sistema de regulación con control automático. A continuación, se explicarán las ventajas y desventajas de utilizar diferentes tecnologías de combustión: las de tipo parrilla o GF Grate Firing, en lecho fluidizado o FB Fluidised Bed y las de tipo combustible pulverizado o PF Pulverised Fuel. 5 6Capítulo 2. Estado del arte Figura 2.1 Comparación entre el potencial teórico y la demanda existente de biomasa en Europa [4]. Combustión de biomasa en parrilla de combustión Estos hornos utilizan un conjunto de rejillas (horizontal o inclinado) como soporte para la combustión . El combustible se alimenta a la parrilla normalmente mediante un sistema de alimentación mecánico (tornillo de alimentación, empujador hidráulico, etc.). El movimiento de la parrilla asegura el transporte de combustible y la mezcla a lo largo de la parrilla durante la combustión. El aire primario se suministra debajo de la rejilla en una o más zonas separadas. Los flujos de aire secundario y terciario se inyectan en la cámara de combustión por encima del lecho de combustible. Desde la entrada de la parrilla hasta el final de la parrilla, se pueden distinguir las siguientes etapas: secado y calentamiento, desvolatilización y quemado de combustible con formación de cenizas. Para lograr buenas tasas de conversión del sólido, el lecho de combustible debe ser lo más homogéneo posible. Esto depende en gran medida del movimiento de la parrilla y de la distribución del flujo de aire primario. Además, al ser el secado y el calentamiento inicial del combustible un sumidero de energía, los gases de combustión pueden reciclarse bajo la primera parte de la parrilla para compensar el calor de vaporización de la humedad del combustible. Al final de la parrilla, el residuo sólido (ceniza con algo de carbón sin quemar) cae en el pozo de ceniza antes de ser eliminado (remoción en húmedo o en seco). Esta tecnología es particularmente adecuada para biomasa de material grueso y para tamaños de partículas desiguales. Una planta con una caldera de este tipo está limitada a una producción eléctrica de aproximadamente 50 MWe. Este sistema de combustión es relativamente simple dado que el tamaño de partícula no es un requisito para la combustión, con lo cual, compensaría el alto costo de transportar biomasa a grandes distancias dado que esta no requiere un pre-tratamiento. 2.2 Tecnologías para la combustión de biomasa 7 Figura 2.2 Parámetros típicos de operación de calderas del tipo BFB [5]. Combustión de biomasa en lechos fluidizados Este método de combustión es más moderno que el anterior mencionado. Las plantas con calderas de este tipo tienen una mayor eficiencia y producen menos emisiones. La biomasa se mezcla con arena y se mantiene suspendida en contacto con el aire entrante. La temperatura en el lecho provoca una gasificación parcial de la biomasa y, por lo tanto, el método se puede utilizar con un material relativamente grueso y húmedo. La temperatura más baja de combustión también reduce las emisiones de NOx y SOx asociadas. Los tamaños de las plantas que utilizan esta tecnología generalmente varían de 30 MWe a 300 MWe. La configuración es relativamente compleja y la dificultad de operar una planta con carga parcial conlleva que este sistema sea menos extendido. Se espera que todas las nuevas grandes plantas de biomasa sean de la variedad de lecho fluidizado, ya que es posible lograr una flexibilidad de combustible mayor que con el combustible pulverizado. Los principales beneficios de los sistemas de lecho fluidizado son: • Todo el calor disponible en el combustible se puede utilizar para mantener la temperatura de combustión, sin pérdidas por radiación en las paredes. •La capa de arena fluida en el fondo del horno ayuda a mantener condiciones de combustión estables. •La mezcla de arena caliente y ceniza seca y volatiliza eficazmente el combustible. • Los gases volatilizados y las partículas finas de combustible se queman luego por encima del lecho en el aire secundario. La distribución del aire permite controlar los perfiles de temperatura, lo que incide en las emisiones, sobre todo las emisiones de NOx. •El carbón residual y las partículas de combustible más grandes se queman dentro del lecho. • La alta inercia térmica hace que este sistema sea ideal para combustibles con diferentes valores caloríficos y contenidos de humedad como corteza, astillas de madera, residuos forestales, aserrín, cascarilla de arroz, combustible recuperado, lodos de tratamiento de agua y muchos otros productos reciclados. Hay dos tipos principales de calderas de lecho fluidizado: las calderas de lecho fluidizado burbujeante o BFBs Bubbling-fluidised Bed Boilers y las calderas de lecho fluidizado circulante o CFB Circulating-fluidised Bed Boilers. Calderas de lecho fluidizado burbujeante En las calderas de lecho fluidizado burbujeante, el lecho permanece principalmente en el fondo del horno. En las aplicaciones de lecho fluido circulante, el material del lecho se extrae del horno, se separa de los gases de combustión y se reintroduce en el horno. Los parámetros de funcionamiento típicos para las calderas BFB se muestran en la Fig 2.2. Calderas de lecho fluidizado circulante Los hornos de lecho fluidizado circulante o CFB tienen una velocidad de fluidez mayor que los sistemas BFB. Por tanto, en un CFB, el lecho está completamente disperso y las partículas sólidas siguen el flujo de gas. En consecuencia, se necesita un dispositivo de filtración (generalmente un filtro de ciclón o un sistema de vigas en U) para capturar las partículas sólidas y devolverlas al horno. La tecnología CFB permite un mayor nivel de turbulencia y, por lo tanto, una mejor transferencia de calor, lo que conduce a una distribución de temperatura más uniforme y una mayor eficiencia de quemado que los hornos BFB. Por otro lado, con 8Capítulo 2. Estado del arte Figura 2.3 Parámetros típicos de operación de calderas del tipo CFB [5]. las calderas de CFB, la carga de polvo del gas de combustión es mayor, hay una mayor pérdida de material del lecho y requieren partículas de combustible más pequeñas. Esto último tiene un impacto directo en los costos operativos, ya que la biomasa es a menudo fibrosa y, por lo tanto, difícil de moler. Los parámetros de funcionamiento típicos para las calderas CFB se muestran en la Fig 2.3. Combustión de biomasa como combustible pulverizado El método de combustión de carbón pulverizado se utiliza para la combustión a gran escala de biomasa en unidades que antes operaban a base de carbón. La biomasa se muele hasta convertirla en polvo y se quema. Es un requisito para la combustión, que la biomasa debe estar seca. El uso de biomasa en calderas de combustible pulverizado no está exento de problemas, ya que la temperatura de combustión más alta crea problemas de corrosión. Por lo tanto, la biomasa se usa a menudo en co-combustión con carbón, ya que las propiedades químicas del carbón mitigan los problemas creados por el alto contenido de cloruro de la biomasa. Las calderas de combustible pulverizado tienen una alta eficiencia y se pueden usar a gran escala (hasta 600 MWe), pero para el secado y la molienda, la materia prima requiere un consumo adicional de energía. En la Fig 2.4 se muestra este tipo de caldera. 2.3 Plantas híbridas de co-combustión de carbón y biomasa El interés de utilizar biomasa es debido a que esta se considera como una fuente de energía renovable que ayuda a mitigar las emisiones de gases de efecto invernadero, óxidos de nitrógeno y óxidos de azufre. La biomasa es neutra en carbono y tiene un bajo contenido de nitrógeno y azufre. El dióxido de carbono generado por la combustión de la biomasa ha sido previamente eliminado de la atmósfera por el proceso de fotosíntesis mientras las plantas crecen, por lo tanto, se considera que las emisiones netas de carbono son nulas. La biomasa puede derivarse de diferentes recursos de materia orgánica, como cultivos energéticos dedicados, residuos forestales y agrícolas, algas marinas, estiércol animal y desechos orgánicos. 2.3.1 Escenario de la co-combustión de carbón y biomasa en Europa En la Tabla 2.1 se muestran algunas plantas de potencia y CHP en Europa ,y su respectivo porcentaje de co-combustión. Por ejemplo, en Bulgaria, existen dos plantas de potencia y cuatro plantas CHP las cuales operan con un ratio de 10 a 30% de co-combustión con biomasa de acuerdo con la data base publicada por Sandbag Climate Campaign CIC en noviembre del 20019. Por otro lado, en Asia, los principales tipos de biomasa para co-combustión con carbón provienen principalmente de madera, de plantas herbáceas y de residuos de agricultura. Los pellets importados de madera son el principal tipo de biomasa usada en Europa. Por ejemplo en Dinamarca, se usa una gran cantidad de biomasa local. En Japón y Corea del Sur, principalmente se combustionan pellets de madera importados. En China e India se utiliza principalmente residuos de agricultura,de esta manera, se reduce la quema de residuos locales así como también se reducen las emisiones de CO2 de las plantas de potencia. En la Fig 2.5 se muestra la temperatura del vapor alcanzada por diferentes tipos de biomasa utilizados. De la Fig 2.5, observamos que los residuos de agricultura tienen bajo poder calorífico y baja temperatura de vapor ,por lo tanto, generan menos interés de aplicarse en una co-combustión sin antes realizarles un 2.3 Plantas híbridas de co-combustión de carbón y biomasa 9 Figura 2.4 Esquemático de caldera de combustible pulverizado [5]. Tabla 2.1 Resumen de plantas en Europa a base de carbón en co-firing con biomasa. Name Country Type Previous Fuel Output Rated Thermal Input [MWth] Biomass% of Fuel As Pontes Spain Co-firing Hard coal Electricity Only 1887 0.35 Ruse Iztok-BioExpansion Bulgaria Co-firing Hard coal CHP 744 0.3 Maasvlakte 3 Netherlands Co-firing Hard coal Electricity Only 2302 0.25 Republika (Pernik) Bulgaria Co-firing Lignite CHP 196 0.2 Brikel Bulgaria Co-firing Lignite Electricity Only 510 0.2 Maritsa 3 Bulgaria Co-firing Lignite Electricity Only 330 0.2 Eemshaven (15% co-fire) Netherlands Co-firing Hard coal Electricity Only 3384 0.14 Sliven Bulgaria Co-firing Lignite CHP 98 0.1 Ruse Iztok Bulgaria Co-firing Hard coal CHP 744 0.1 Maasvlakte (10% co-fire) Netherlands Co-firing Hard coal Electricity Only 1600 0.1 pretratamiento. La biomasa proveniente de astillas de madera y pellets de madera, tienen similar poder 10 Capítulo 2. Estado del arte Figura 2.5 Temperatura del vapor de agua alcanzada y poder calorífico de diferentes tipos de biomasa para uso en plantas de potencia [6]. calorífico y son más uniformes que los residuos de agricultura , por dicho motivo, son mas practicos para su uso en la planta de potencia. Debido a los problemas de corrosión e incrustaciones provocados por la combustión de biomasa , se necesitan estrategias para combustionar altos ratios de carbon/biomasa. Por ejemplo, el Instituto de Combustión y Tecnologías de Plantas de Potencia (Institute of Combustion and Power Plant Technology , IFK) de la universidad de Stuttgart, recomienda un ratio menor al 25% para lograr el mínimo impacto en la caldera [ 7 ]. Además sugieren utilizar una sonda de monitoreo para hacer seguimiento en linea de la operación de la caldera. 2.3.2 Tecnologías de pretratamiento de biomasa A continuación se resumen las diversas tecnologías para el pretratamiento de biomasa: Pretratamiento de lixiviación de biomasa Para la mayoría de las aplicaciones, el alto contenido inorgánico en la biomasa y la presencia de cenizas causa problemas operativos en las calderas. Particularmente el cloro (Cl) y el potasio (K) son problemáticos ya que contribuyen a la corrosión y problemas de fusión de las cenizas. Por lo general, estos componentes deben reducirse en un factor de 10 a 20 para cumplir con los estándares de conversión térmica actuales. En principio, el K y el Cl (y el Na) pueden eliminarse fácilmente mediante lixiviación con agua. Algunas soluciones de pretratamiento efectivas son lavar la biomasa con agua de enjuague , agua de grifo o soluciones ácidas o alcalinas. Incluso algunos procedimientos de lixiviación se realizan con agua de lluvia[30]. La biolixiviación es un método que recientemente ha ganado popularidad , al ser más eficiente que el agua para eliminar contaminantes, excepto el sodio Fig 2.6. Con respecto al pretratamiento de lixiviación, en un caso de estudio realizado en racimos vacíos de fruta de palma aceitera (empty fruit bunch , EFB) y residuos de campo de caña de azúcar. Ambos son residuos típicamente infrautilizados que actualmente tienen pocos usos. Los experimentos de extracción mostraron que las concentraciones de potasio y cloruro se pueden reducir en un 80% y 90% , respectivamente, después de cuatro extracciones consecutivas con agua, lo que reduce o acerca el Cl y el K a niveles aceptables. Los experimentos mostraron que un kilo de biomasa de materia seca absorbía aproximadamente 2 litros de agua. Después de 30 minutos (EFB) y 15 minutos (residuos de campo) se alcanzó el equilibrio y se eliminó el agua. La pérdida de biomasa después de 4 ciclos de lavado fue de 6% (DM) para EFB y 15% para residuos de campo. El uso de un sistema de extracción a contracorriente permitiría utilizar 3,3 litros de agua por kg de biomasa (MS) para eliminar el 94% de K y Cl en 10 etapas de extracción , o 5,4 litros de agua en 4 etapas a contracorriente. El costo de extracción en una escala de 40.000 toneladas de DM (equivalente a un gran 2.3 Plantas híbridas de co-combustión de carbón y biomasa 11 Figura 2.6 Lixiviación de biomasa con agua de lluvia [6]. Figura 2.7 Tecnología de obtención de pellets de biomasa por vapor explosionado [6]. molino de palma aceitera) se estimó en aproximadamente 8 USD por tonelada, que es del 5 al 10% del costo de entrega de los pellets de biomasa a los puertos europeos [8]. Pretratamiento de biomasa por vapor explosionado Este método es ampliamente usado en la producción de bioetanol, y actualmente se usa para pretratar la biomasa destinada a la producción de potencia como se muestra en el esquema de la Fig 2.7. Los pellets que se consiguen por explosión de vapor son más fáciles de moler en molinos de carbón lo cual reduce los costos de re-equipamiento de plantas de carbón para co-combustión. Pretratamiento de biomasa por torrefacción La torrefacción es la tecnología más popular para el tratamiento de biomasa. Ha sido un tópico popular de investigación por las últimas dos décadas y muchas compañías han tratado de comercializar la tecnología de torrefacción desde 2010. Si bien para el año 2017 existían 65 empresas a nivel mundial trabajando en la torrefacción de biomasa, aún no se ha alcanzado una estandarización comercial hasta el momento [ 6 ]; sin embargo, la biomasa obtenida por torrefacción está ampliamente disponible en el mercado. El reactor de tipo rotatorio es una tecnología comúnmente utilizada en plantas de producción de biomasa por torrefacción. Algunas plantas de producción de biomasa en Europa y sus características de producción, se muestran en la Fig 2.8. A nivel local ,en España, el CENER, viene realizando I+D en temas de torrefacción de biomasa desde mediados del 2000. En la Fig 2.9 yFig 2.10 se muestran los hitos alcanzados por el CENER. 12 Capítulo 2. Estado del arte Figura 2.8 Empresas de producción de biomasa en Europa [9]. Figura 2.9 Experiencias con torrefacción en el CENER,España [10]. El proceso de torrefacción consiste en calentar la biomasa hasta una temperatura de aproximadamente 225-275 C. A esta temperatura, no solo se evapora toda el agua contenida en la biomasa, sino también una parte de los compuestos volátiles . Como resultado, la biomasa pierde una cantidad significativa (hasta alrededor del 50%) de su masa original, pero con poca pérdida total de energía. Después de la densificación en gránulos o briquetas, se obtiene un producto con una alta densidad energética volumétrica, que ,en contraste con la biomasa fibrosa original, también es hidrófoba y fácilmente triturable. Esta biomasa, puede servir como un reemplazo directo del carbón en la generación de energía , ya que es compatible con las infraestructuras de suministro de combustible existentes. La reducción de los costes logísticos, en combinación con la capacidad potencial de la torrefacción para reducir significativamente el contenido de cloro (Cl) , puede hacer posible a largo plazo el uso de residuos agrícolas herbáceos como materia prima para utilizarlos en centrales eléctricas de carbón pulverizado. En la Fig 2.11 se muestran los beneficios de utilizar la torrefacción.Para maximizar el beneficio de la combustión de biomasa, dos o más tecnologías son frecuentemente combinadas por ejemplo la torrefacción, el lavado y el peletizado. 2.4 Métodos de co-combustión de carbón y biomasa 13 Figura 2.10 Experiencias con torrefacción en el CENER,España [10]. Figura 2.11 Diferencias entre biomasa cruda y torrefractada [6]. 2.4 Métodos de co-combustión de carbón y biomasa La co-combustión de biomasa y carbón se puede realizar de tres maneras, directa, indirecta y en paralelo como se muestra en el esquema de la Fig 2.12 yFig 2.13. La tecnología de co-combustión directa en calderas de carbón pulverizado es una tecnología madura y se ha venido desarrollando en los últimos veinte años. La tecnología más adecuada para la co-combustión es la de calderas tipo FBC dado que pueden ser fácilmente adaptadas con altos ratios de co-combustión de biomasa, con alto contenido de humedad y un mayor tamaño de partícula , que con las calderas de carbón pulverizado. 2.4.1 Co-combustión directa La co-combustión directa es el método más simple, menos costoso y más extendido de combustión de biomasa con carbón. Generalmente para este método se usa una caldera de PC principalmente debido al bajo costo de capital requerido. La co-combustión directa de biomasa y carbón aprovecha las altas eficiencias que se obtienen en las centrales de carbón y mejora la co-combustión debido al mayor contenido de volátiles de la biomasa.Sin embargo, presenta varias limitaciones tales como la tendencia a producir depósitos de cenizas, el rango limitado de mezcla y la falta de flexibilidad para utilizar diferentes tipos de biomasa [12]. En este método la biomasa se puede triturar junto con el carbón en el mismo equipo de molienda (por lo general, menos del 5% en términos de contenido energético) o se puede triturar previamente y luego alimentar 20 Capítulo 2. Estado del arte Figura 2.21 Comparación del costo de captura de CO2 para diferentes porcentajes de co-combustión [19]. un cambio de carbón a biomasa podría reducir la producción de una planta existente hasta en un 40%. Los principales factores de inhibición para el cambio de combustible al 100% de biomasa son los siguientes: • Gran inversión de capital para reemplazar todo el sistema de combustión y manipulación del combustible. • Largo tiempo de inactividad de la planta existente mientras se realiza el reemplazo de su sistema de encendido por otro. • Reducción de la producción de la planta y, en algunos casos, menor eficiencia general para la operación del ciclo de vapor a capacidad reducida. • La disponibilidad de grandes cantidades de biomasa a un precio asequible también podría ser un problema en algunos lugares. El alcance de los problemas antes mencionados podría reducirse mediante un cambio parcial de combustible o definir un ratio de co-combustión de tal manera que la planta de potencia pueda continuar quemando carbón junto con una modesta cantidad de biomasa. 2.6 Configuraciones de plantas híbridas biomasa y termosolar La hibridación de plantas de CSP con biomasa permite un incremento en la eficiencia equivalente de la central y permite operar durante más horas al año dada la utilización de biomasa durante la noche o durante periodos de baja irradiación solar. Adicionalmente, la hibridación de estas tecnologías permitirá la reducción de costos de inversión de las centrales termosolares debido a que influye en el dimensionamiento del campo solar , y favorece a que se tenga una operación constante del bloque de potencia a lo largo del año. La biomasa y la planta de CSP pueden estar acoplados en uno de los siguientes dos arreglos: Por reemplazo de la caldera de gas natural por una caldera híbrida de gas natural/biomasa ; o por una conexión en paralelo de caldera adicional de biomasa en el lado del vapor vivo. Los posibles arreglos se explican a continuación: 2.6.1 Sustitución de caldera de GN por caldera híbrida GN/biomasa. En este caso, la caldera híbrida de gas natural-biomasa aporta energía térmica al HTF proveniente del campo solar. Este equipo utilizará gas natural como backup para tener una respuesta más dinámica de la carga del bloque de potencia ante variaciones en la irradiación normal directa a lo largo del día y en la transición hacia la noche;este tipo de arreglo, es similar al implementado en la planta solar Borges Termosolar Fig 2.22. 2.6.2 Conexión en paralelo de caldera de biomasa a planta de CSP En este caso, el campo solar y la caldera de biomasa tienen la capacidad de generar vapor sobrecalentado por separado. Con el fin mantener las condiciones apropiadas del vapor vivo, ambos sistemas no son independientes, y se regulan dependiendo de la irradiación solar disponible y la cantidad de vapor producido por el campo solar. De esta manera se asegura una carga constante en el bloque de potencia Fig 2.23. 2.7 Informacion complementaria: Componentes principales de una planta de concentración solar térmica 21 Figura 2.22 Reemplazo de la caldera de gas natural por caldera de biomasa [20]. Figura 2.23 Configuración en paralelo de caldera de biomasa y gas natural [20]. 2.7 Informacion complementaria: Componentes principales de una planta de concentración solar térmica Una planta de energía solar concentrada o CSP (Concentrated Solar Power Plant) en la actualidad está compuesta principalmente de cuatro componentes: el campo solar o SF (Solar Field) , el receptor central o CR (Centra Receiver) el sistema de almacenamiento térmico o TES (Thermal Storage System) y el bloque de potencia o PB (Power Block). Estos sistemas se relacionan como se muestran en la Fig 2.24. En la actualidad, las tecnologías para obtener potencia eléctrica a través de una fuente solar se muestran en el mapa conceptual de la Fig 2.25. En este TFM, profundizaremos en la rama de obtención de potencia por fuente termosolar. 2.7.1 Tipos de concentradores solares Los concentradores solares disponibles actualmente en el mercado tienen una superficie reflectora generalmente cóncava la cual refleja la radiación solar hacia una área de absorción. Dependiendo de su geometría, existen 22 Capítulo 2. Estado del arte Figura 2.24 Componentes principales de una planta de CSP [21]. Figura 2.25 Métodos de obtención de potencia por medio de una fuente solar [22]. cuatro tipos de concentradores solares: reflectores lineales tipo Fresnel o LFR (Linear Fresnel Reflector), concentrador cilindro-parabólico o PTC (Parabolic Trough Collector), concentrador de disco solar o SD (Solar Dish), receptor de torre central o CR (Central Receiver). En una planta de potencia comercial,se utiliza alguna de estas cuatro tecnologías mencionadas anteriormente. Las características técnicas de cada una se muestran en la Fig 2.26. A continuación se describen más a detalle las características de estas tecnologías. Concentrador cilindro parabólico (Concentrador de media temperatura) Estos concentradores consisten en un arreglo de espejos de forma cilindro-parabólica. En el eje focal de la parábola, un colector tubular cruza la longitud total del concentrador. La irradiancia incidente es absorbida por el fluido térmico caliente o HTF Hot Thermal Fluid que pasa por el tubo absorvedor. Estos concentradores pueden estar implementados con sistemas de seguimiento solar de un eje o dos ejes y generan temperaturas superiores a los 400 C. Dependiendo del tipo de concentrador , estos tienen un factor de concentración entre 30 y 100 soles [ 23 ]. Estos concentradores, son considerados dentro del grupo de tecnologías para plantas de 2.7 Informacion complementaria: Componentes principales de una planta de concentración solar térmica 23 Figura 2.26 Características de concentradores solares comerciales disponibles en el mercado actual [23]. Figura 2.27 Fabricantes de colectores tipo PTC disponibles comercialmente y sus características técnicas [22]. CSP de media temperatura. Un resumen de las características geométricas actuales de los diferentes tipos de colectores cilindro parabólicos de un eje , se presentan en la Fig 2.27 Como dato histórico, las primeras plantas piloto fueron construidas en USA, 1989, por Sandia National Labs y la segunda en España, 1990, por CIEMAT. Esto resalta la relevancia de España con respecto al I+D+i en energías renovables desde sus inicios. Ambas plantas piloto eran del tipo PTC de dos ejes y representaron los primeros pasos para alcanzar la madurez tecnológica de la actualidad. Los PTCs de dos ejes consisten en una torreta giratoria en la cual hay una plataforma que soporta varios PTCs en paralelo con un tubo absorvedor en el eje focal. La plataforma tiene dos sistemas motrices controlados por un sistema de seguimiento de dos ejes (azimut y elevación).La ventaja de tener un sistema de seguimiento de dos ejes es que el ángulo de incidencia de la radiación solar es siempre cero, a diferencia de los PTCs de un solo eje los cuales constan de un único sistema motriz. En la Fig 2.27, observamos que el PTC Euro through es la tecnología con mejores prestaciones en la actualidad, sin embargo, recientes investigaciones concluyen que al modificar el diseño del tubo absorvedor se puede mejorar aun más su desempeño. Concentrador tipo Fresnel (Concentrador de media temperatura) Este concentrador consta de un conjunto de espejos reflectores planos (en principio más económicos que los curvos del PTC) , que actúan como un PTC con área reflectante fragmentada Fig 2.31. Debido a la discretización del área reflectiva, la cantidad de material necesario para su construcción es menor. Cuanto mayor sea la cantidad de espejos utilizados, mejor será la aproximación a una superficie curva y menores serán las pérdidas de eficiencia comparadas con el PTC. En el concentrador LFC, el colector está separado del reflector y estos son comúnmente estacionarios, lo cual ,reduce el costo por no contar con un sistema de seguimiento. Esta tecnología ha sido desarrollada a gran escala logrando una temperatura en el concentrador de 150 C a 300 C y un factor de concentración aproximadamente de 30 soles [23]. Diversos estudios proponen incrementar el factor de concentración en una segunda etapa de concentración tal como se muestra en la Fig 2.30.Adicionalmente a la utilización de una segunda etapa de concentración, diversos métodos de optimización de la performance óptica de los LFC se han propuesto, especialmente , para el cálculo y la optimización de la eficiencia óptica anual. Esta eficiencia óptica anual varía considerablemente con la configuración geométrica, el material, las propiedades ópticas, condiciones de operación, entre otros. 24 Capítulo 2. Estado del arte Figura 2.28 Prototipo de sistema de PTC con seguimiento de dos ejes construido en La Rochelle ,France [24]. Figura 2.29 Colector solar tipo Fresnel construido por la German Solar Energy Society(2010) [23]. Para el modelamiento óptico de los LFC, se utilizan métodos geométricos analíticos, métodos integrales , métodos ópticos sin imagen y principalmente , el método de trazado de rayos MonteCarlo o MRCT Raytracing MonteCarlo method. Este método es reconocido por ser más flexible, completo y eficiente para simular las todas características de los LFC y optimizar su diseño. Colector solar tipo disco parabólico (Concentrador de alta temperatura) Este colector consiste en una área reflectiva cóncava de perfil parabólico que refleja la radiación solar a un punto focal, el cual es conocido como receptor o colector. El área reflectiva puede ser de una sola pieza o puede estar discretizada en varias piezas planas. El colector más usado consiste en un motor Stirling conectado al área focal de la parábola. Existen otros colectores que integran tuberías, micro turbinas u otro tipo de motor. Los discos parabólicos , obtienen eficiencias de 31.25%. Al utilizar sistemas de seguimiento de dos ejes, estas tecnologías pueden alcanzar eficiencias de 94% así como temperaturas mayores a los 1200 C y factores de concentración entre 500 a 2000 soles [23]. 2.7 Informacion complementaria: Componentes principales de una planta de concentración solar térmica 25 Figura 2.30 (a) LRC con segunda etapa con un receptor de tubo de vacío. (b) Colector LFC con segunda sin tubo de vacío [25]. Figura 2.31 Diagrama de una sección transversal de un colector tipo Fresnel con simulación de rayos solares y errores ópticos [26]. Figura 2.32 Vista anterior y posterior de las nuevas unidades ‘EuroDISH’ [27]. Para el caso de los motores Stirling montados en el eje focal, el fluido calor portador es generalmente Hidrógeno o Helio el cual mueve un pequeño generador eléctrico (<50 kWe). Estos sistemas generalmente son utilizados para suplir energía a pequeños consumidores. A pesar de que esta tecnología permite alcanzar altas eficiencias en la conversión de la energía térmica, no existen plantas a nivel comercial debido a los 26 Capítulo 2. Estado del arte Figura 2.33 Colector solar del tipo torre central (German Solar Energy Society, 2010) [23]. problemas que presentan los motores Stirling a temperaturas mayores a 600 C y presiones de 15-20 MP, las cuales son condiciones del ciclo requeridas para ser competitivos en comparación a otras tecnologías. En cuanto a los avances de las investigaciones de la tecnología de discos parabólicos, podemos citar el prototipo EuroDISH desarrollado por la Plataforma Solar de Almería (PSA) [27]. Receptor de Torre Solar (Concentrador de alta temperatura) Una torre solar emplea un campo de heliostatos y un sistema de seguimiento de dos ejes para concentrar la energía radiante del sol hacia un receptor ubicado en lo alto de una torre Fig 2.33. Este campo de heliostatos , utiliza espejos ligeramente cóncavos para refractar radiación hacia la cavidad de un generador de vapor. La energía térmica concentrada es absorbida por el receptor y transferida a un fluido que puede ser almacenado y utilizado después para producir potencia eléctrica. Las ventajas de utilizar la tecnología de torre solar son : • Recogen la energía solar y la transfieren a un solo receptor, minimizando así las perdidas por transporte de energía térmica; • Por lo general, alcanzan relaciones de concentración de 300 a 1500 y, por lo tanto, son muy eficientes tanto para recolectar energía como para convertirla en electricidad; • Sirven para producir potencia eléctrica a mayor escala que los otros tipos de tecnologías solares (generalmente más de 10 MW) y, por lo tanto, se benefician de un menor coste de LCOE. Luego de la captación de la energía radiante, la conversión de la energía térmica a energía eléctrica tiene muchas similitudes a las plantas convencionales de combustibles fósiles. El promedio de flujo radiante que llega al receptor tiene valores de entre 200 a 1000 kW/m2. Tal cantidad de flujo permite trabajar a temperaturas al rededor de hasta 1700C [ 23 ] y conseguir ciclos termodinámicos más eficientes. Los receptores de torre solar pueden ser fácilmente integrados a plantas de combustibles fósiles para su operación híbrida y tienen el potencial de operar a mas horas al año si se hace uso de sistemas de almacenamiento térmico . Hay tres configuraciones generales para los sistemas colector y receptor. En el primero, los helióstatos rodean completamente la torre del receptor y el receptor, que es cilíndrico, tiene una superficie exterior de transferencia de calor. En el segundo, los helióstatos están ubicados al norte de la torre del receptor (en el hemisferio norte) y el receptor tiene una superficie de transferencia de calor cerrada. En el tercero, los helióstatos están ubicados al norte de la torre del receptor, y el receptor, que es un plano vertical, tiene una superficie de transferencia de calor orientada al norte. Sin embargo, en el análisis final, es la selección del fluido de transferencia de calor, el medio de almacenamiento térmico y el ciclo de conversión de energía lo que define una planta receptora central. El fluido de transferencia de calor puede ser agua / vapor, sodio líquido o sal de nitrato fundido 2.7 Informacion complementaria: Componentes principales de una planta de concentración solar térmica 27 Figura 2.34 Análisis biliométrico sobre receptores solares a base de partículas solidas [28]. (nitrato de sodio / nitrato de potasio), mientras que el medio de almacenamiento térmico puede ser a base de aceite térmico, sal de nitrato fundido o sodio líquido. El interés en realizar innovaciones en los receptores y mejorar las plantas de CSP, es buscar incrementar el rango de temperaturas de trabajo, reducir las pérdidas térmicas en el receptor (por ende tener menor área de campo solar) y utilizar materiales de menor costo que puedan operar bajo las condiciones térmicas solicitadas. Actualmente, las torres solares comerciales utilizan sales fundidas como HTF las cuales sirven también como medio de almacenamiento térmico. La principal desventaja de utilizar sales fundidas es el rango de temperaturas permitidas de operación. Debido a esto, los sistemas de torre solar convencionales están limitados a temperaturas de operación alrededor de 565 ° C. Para temperaturas más elevadas, las sales fundidas de nitrato se vuelven químicamente inestables y corrosivas. Esto conlleva un deterioro en el receptor, los sistemas de almacenamiento, intercambiadores de calor y pérdida de masa total del HTF. Una de las alternativas para superar estos inconvenientes es el uso de partículas sólidas como TES y HTF [ 28 ]. El uso de partículas sólidas logra conseguir elevadas temperaturas y bajo costo de los materiales. Los receptores de absorción directa que utilizan partículas sólidas que caen a través de un haz de radiación solar concentrada para la absorción y el almacenamiento de calor directo, tienen el potencial de aumentar la temperatura máxima del medio de transferencia de calor a más de 1000 ° C . Un sistema de CSP que opera desde 600 ° C a más de 1000 ° C es posible debido al uso de materiales estables y las pérdidas térmicas minimizadas debido al aislamiento térmico de partículas en el medio de almacenamiento . Se espera que los costos de material y mantenimiento sean menores para los medios sólidos de almacenamiento . Por lo tanto, las partículas sólidas tienen tres ventajas principales como medio de almacenamiento, en relación con los materiales más convencionales como las sales fundidas: •Son químicamente inertes y estables por sobre los 1100 C; • Son capaces de almacenar energía en un mayor intervalo de temperaturas (aumentando efectivamente la densidad de almacenamiento en un sistema basado en energía sensible); •Se espera que tengan un costo relativamente bajo; Cabe destacar que del análisis bibliométrico Fig 2.34 [ 28 ], se puede apreciar que el estudio de receptores solares a base de partículas sólidas viene aumentando en las últimas dos décadas. Los principales retos y estado de las investigaciones en relación a nuevos sistemas de receptores y plantas de CSP se muestran en la Fig 2.35. Sistemas de almacenamiento térmico En relación a los sistemas de TES, la producción de publicaciones científicas se ha incrementado exponencialmente tal como se muestra en el siguiente análisis bibliométrico de la Fig 2.36 yFig 2.37. En relación a otros países, observamos que la Unión Europea viene realizando publicaciones sobre sistemas de almacenamiento térmico sostenidamente en el tiempo; sin embargo, China, India e Irán son los países con más volumen de investigación en este campo. Con respecto a los principales investigadores en temas de almacenamiento termoquímico o TCS Thermochemical Energy Storage, sistemas de almacenamiento térmico de calor latente o LHTES Latent Heat Thermal Energy Storage y sistemas de almacenamiento térmico de calor sensible o SHTES Sensitive Heat 28 Capítulo 2. Estado del arte Figura 2.35 Desafíos a superar y estado actual de la tecnología de CSP [28]. Thermal Energy Storage) , España cuenta con profesionales que lideran la producción de investigaciones científicas. En este ámbito cabe destacar el trabajo de Cabeza L. (España) cuyos trabajos de investigación se han tomado como parte de la bibliografía, Fig 2.38. Del análisis bibliométrico de la Fig 2.36 podemos observar que el interés científico en la investigación de TES, se concentra en la investigación de sistemas de almacenamiento térmico que aprovechan el calor latente del medio de almacenamiento (LHTES), los cuales, permiten alcanzar mayores eficiencias y menores costos por kW producido. Estos factores hacen que la tecnología de CSP sea más competitiva en comparación incluso que las plantas a base de combustibles fósiles convencionales. Teniendo esto en cuenta, se puede presentar el concepto de tecnología de cascada utilizando un LHTES a base de materiales con cambio de fase o PCM Phase Change Materials para el aprovechamiento del calor latente. Este concepto de TES, puede formar parte de una segunda generación de plantas de CSP y se encuentra en fase de investigación. La siguiente publicación de Prieto C. y Cabeza L. , ha demostrado que sistemas de almacenamiento térmico que utilizan materiales con cambio de fase, permiten obtener mayor densidad energética a un costo competitivo. Las ventajas de utilizar un TES a base de PCMs son : • Incremento de la tasa de transferencia de calor durante la carga y descarga del TES especialmente mientras ocurre el cambio de fase del PCM. • Transferencia de calor más uniforme hacia el HTF y menor temperatura de salida del HTF durante un periodo largo de carga y descarga. •Mayor rapidez en el proceso de carga y descarga. •Incremento de la eficiencia exergética. El concepto de aplicación de LHTES con utilización de PCMs en cascada, ha sido modelado y validado teóricamente aplicando métodos numéricos en un modelo bidimensional [ 30 ]. Cabe resaltar que este estudio recoge una investigación publicada en 2019 Fig 2.39. En este concepto de diseño, el LHTES escalonado utiliza un arreglo de materiales organizados en base a su punto de fusión (Tanques 1, 2 ,3 y 4). Al igual que los TES de dos tanques, el HTF fluye a través de un intercambiador de calor en donde su energía es extraída. Posteriormente durante la descarga ,la energía es recapturada a su vez que el PCM se solidifica Fig 2.40. 2.8 Conclusiones del capítulo 29 Figura 2.36 Cantidad de publicaciones científicas relacionadas a los TES [29]. Figura 2.37 Cantidad de publicaciones científicas por país relacionadas a los TES a lo largo del tiempo [ 29 ]. 2.8 Conclusiones del capítulo La información de este capítulo es necesaria para el modelamiento de las tecnologías de la planta híbrida carbón/biomasa que se realizará en el capítulo 5. Este modelo matemático de planta híbrida, es contrastado y validado, con respecto a parámetros globales y específicos de plantas reales. La información de revisión del estado del arte presentada en el apartado 2, sirve para conocer las tecnologías que se utilizan en plantas de potencia con las tres fuentes de energía de interés de estudio: Solar/carbón/biomasa. El caso de hibridación de dos o mas fuentes de energía, tiene un único ejemplo de aplicación a escala industrial en la planta termosolar Borges (España). En este capítulo se han explicado cualitativamente las características de la hibridación carbón/biomasa, las cuales, se evaluarán cuantitativamente en el modelo matemático de la planta en la simulación en Ebsilon®. 36 Capítulo 3. Selección de caso de estudio Figura 3.7 Cantidad de trabajadores en unidades de producción de potencia [31]. 3.4 Relevancia de la planta Belchatov en Europa La planta escogida pertenece al mayor productor de electricidad de Polonia: Holding BOT, formado en abril de 2004. La planta de Belchatow es la mayor instalación de generación de potencia a base de carbón lignito en Europa. Las unidades que componen la planta de Belchatow aportan un total de 5.452 MW de potencia eléctrica al país. [37]. Estas unidades se agrupan de la siguiente manera: •Unidades 1 y 2 = 360 MWe cada una •Unidades 3 ,4 y 5 = 380 MWe cada una •Unidad 6 = 394 MWe •Unidades de la 7 a la 12 = 390 MWe cada una •Unidad 14 = 858 MWe (Belchatow II) En parte gracias a la amplia distribución de lignita en el territorio Polaco (Ver imagen 3.6), se ha hecho posible el uso de este combustible en todas las unidades de la planta Belchatow a un costo logístico bajo. Sin embargo, esto ha ocasionado también altos niveles de contaminación ambiental debido a las emisiones de gases de efecto invernadero (Ver imagen 3.1). Cabe destacar que las reservas recuperables de carbón del país superan los 35.000 millones de toneladas, mientras que las reservas desarrolladas ascienden a 17.000 millones de toneladas. Si se mantiene el nivel actual de extracción, las reservas de carbón desarrolladas se agotarán en unos 150 años [38]. Cabe resaltar que durante las últimas dos décadas las unidades de Belchatow han sido objeto de proyectos de modernización y optimización de sus instalaciones. Los proyectos de mejora en la desulfurización de los gases de la chimenea se resumen por año y numero de unidad en la imagen 4.1. Debido a la abundancia del recurso fósil, aún no se vienen realizando proyectos de cambio de combustible renovable en ninguna unidad de Belchatow, con lo cual, resulta importante plantear el estudio de la migración de este combustible para en el futuro. Como fuente energética alternativa al carbón, en el presente trabajo se plantea el uso de la biomasa y la energía solar térmica. 3.5 Conclusiones del capítulo 37 Figura 3.8 Promedio de eficiencias de plantas de potencia en Europa [31]. Figura 3.9 Especificación de los sistemas de desulfurización de los gases de chimenea [37]. 3.5 Conclusiones del capítulo De lo anteriormente expuesto, concluimos la planta de carbón Belchatow ubicada en Polonia, corresponde a un caso representativo de planta de carbón con amplio margen de mejora y es de gran interés para el presente trabajo de TFM por los beneficios que daría realizar una hibridación . Sobre esta planta modelo se realizarán las modificaciones e hibridaciones correspondientes a las Tier2, Tier3 y Tier4. Se observa también que en la zona de Europa del este, todavía existen grandes reservas de carbón y proyectos de plantas de potencia en desarrollo. Este escenario favorable para las plantas de carbón, da sustento a los proyectos de mejora de estas plantas mediante la hibridación con una fuente renovable; esto permitirá un desarrollo de la industria de la biomasa, creación de puestos de empleo y una mejora en la calidad de aire en esta zona de Europa. 4 Parámetros característicos de la planta modelo Texto elaborado por Alexander Franco Ildefonso Sanchez, Escuela Técnica Superior de Ingeniería de la Universidad de Sevilla 4.1 Objetivos del capítulo En el capítulo anterior se seleccionó la planta de estudio en base a unos criterios definidos. La planta escogida como caso de estudio fue la de Belchatov en Polonia. En el presente capitulo, se definirán los valores nominales de los equipos de la planta Belchatov en base a la bibliografía disponible. Estos valores de diseño, permitirán construir el modelo en Ebsilon y calcular las variables especificas en los demás puntos del modelo. 4.2 Valores nominales de la planta modelo Se realizo una búsqueda sobre los equipos principales que componen las unidades Belchatov encontrando las coincidencias de la tabla 4.1. De esta tabla observamos que en todas las unidades Belchatow se han utilizado los mismos equipos tanto en la caldera, la turbina y el generador. Los parámetros termodinámicos fueron obtenidos de la referencia [39] y una imagen de estos equipos se muestran en las imágenes 4.1 a 4.3. Los parámetros nominales de los equipos de las unidades que componen la planta Belchatov se muestran a continuación: Para la caldera Rafako Raciborz SA modelo BB-1150 : •Capacidad nominal - 1150 t / h •Potencia térmica nominal - 750 Gcal / h •Presión nominal de vapor vivo - 18,6 MPa •Temperatura nominal del vapor vivo - 540 °C •Presión de vapor de recalentamiento nominal - 4,5 MPa •Temperatura nominal del vapor de recalentamiento - 540 °C •Eficiencia nominal de la caldera - 88 Para la turbina Zamech Elblag 18K370 : •Potencia de salida - 360 MW / 370 MW •Presión de vapor de recalentamiento en vivo - 17,6 / 4,0 MPa •Temperatura de vapor de recalentamiento en vivo - 535 °C / 535 °C 39 40 Capítulo 4. Parámetros característicos de la planta modelo Tabla 4.1 Equipos de unidades de planta Belchatov I [40]. Unit Date Commissioned dt Boiler Manufacturer Boiler Model/Type Turbine Manufacturer Turbine Model/Type Generator Manufacturer Generator Model/Type 1 1981-1229 Rafako Raciborz SA (licensed from Sulzer) BB1150 1150t/h Zamech Elblag (licence from BBC) 18K370 Dolmel (license BBC) GTHW360 2 1982 Rafako Raciborz SA (licensed from Sulzer) BB1150 1150t/h Zamech Elblag (licence from BBC) 18K370 Dolmel (license BBC) GTHW360 3 1982 Rafako Raciborz SA (licensed from Sulzer) BB1150 1150t/h Zamech Elblag (licence from BBC) 18K370 Dolmel (license BBC) GTHW360 4 1983 Rafako Raciborz SA (licensed from Sulzer) BB1150 1150t/h Zamech Elblag (licence from BBC) 18K370 Dolmel (license BBC) GTHW360 5 1984 Rafako Raciborz SA (licensed from Sulzer) BB1150 1150t/h Zamech Elblag (licence from BBC) 18K370 Dolmel (license BBC) GTHW360 6 1984 Rafako Raciborz SA (licensed from Sulzer) BB1150 1150t/h Zamech Elblag (licence from BBC) 18K370 Dolmel (license BBC) GTHW360 7 1985 Rafako Raciborz SA (licensed from Sulzer) BB1150 1150t/h Zamech Elblag (licence from BBC) 18K370 Dolmel (license BBC) GTHW360 8 1985 Rafako Raciborz SA (licensed from Sulzer) BB1150 1150t/h Zamech Elblag (licence from BBC) 18K370 Dolmel (license BBC) GTHW360 9 1986 Rafako Raciborz SA (licensed from Sulzer) BB1150 1150t/h Zamech Elblag (licence from BBC) 18K370 Dolmel (license BBC) GTHW360 10 1987 Rafako Raciborz SA (licensed from Sulzer) BB1150 1150t/h Zamech Elblag (licence from BBC) 18K370 Dolmel (license BBC) GTHW360 11 1987 Rafako Raciborz SA (licensed from Sulzer) BB1150 1150t/h Zamech Elblag (licence from BBC) 18K370 Dolmel (license BBC) GTHW360 12 1988-1012 Rafako Raciborz SA (licensed from Sulzer) BB1150 1150t/h Zamech Elblag (licence from BBC) 18K370 Dolmel (license BBC) GTHW360 Tabla 4.2 Equipos de unidades de planta Belchatov II [40]. Unit Date Commissioned dt Boiler Manufacturer Boiler Model/Type Turbine Manufacturer Turbine Model/Type Generator Manufacturer Generator Model/Type 1 2011-0928 Alstom Rafako - Alstom - Alstom - •Flujo másico de vapor vivo - 302,5 kg / s •Presión del condensador - 0,0068 MPa Para el generador Dolmel GTHW360 : •Potencia aparente - 426 MVA •Potencia activa - 370 MW 4.2 Valores nominales de la planta modelo 41 Figura 4.1 Imagen de caldera Rafako Raci-borz SA BB-2400 [41]. Figura 4.2 Imagen de a turbina Zamech Elblag 18K370 [42] . •Voltaje - 22 kV •Corriente - 11180 A •Factor de potencia - 0,85 La unidad escogida de la planta Belchatov es la unidad 12 de la cual se tienen los siguientes puntos termodinámicos nominales de operación [39],[42] : •Potencia eléctrica. Pe=360MW [42, pag79] •Eficiencia bruta del ciclo. ηgross =38.1 % [40, pag18] 42 Capítulo 4. Parámetros característicos de la planta modelo Figura 4.3 Imagen del generador Dolmel GTHW-360 [43]. •Temperatura del vapor vivo. Tvv =535C[42, pag83] •Presión del vapor vivo. Pvv =182bar [42, pag83] •Presión de recalentamiento. Precal =42.24bar [42, pag83] •Presión de condensación. Pcond =0.1bar [40, pag6] •Gasto de vapor vivo. ˙mvv =321.5kg ∗s−1[42, pag83] •Temperatura de recalentamiento. Trecal =568C[42, pag83] •Temperatura de ingreso del fluido térmico. Tin =255C[42, pag83] •Precalentadores =2[40, pag6] •Regeneradores =4[40, pag6] Cabe resaltar que estos parámetros característicos nominales obtenidos de la bibliografía disponible [39] y [42], serán contrastados con los calculados por la simulación. Los valores calculados deben ser equivalentes a los reportados en la bibliografía. 4.3 Conclusiones del capítulo En la bibliografía se encontraron los valores nominales de la planta Belchatov. Estos serán utilizados para la creación del modelo de la planta en el capítulo 5. Una vez construida la simulación, se validará que esta calcule los mismos resultados para las variables especificas encontradas en la bibliografía. Posteriormente, en el capitulo 6 se evalúan los resultados de las simulaciones. 5 Simulaciones de planta Texto elaborado por Alexander Franco Ildefonso Sanchez, Escuela Técnica Superior de Ingeniería de la Universidad de Sevilla 5.1 Objetivo del capítulo Se simulará la planta Belchatov en Ebsilon y se validarán los resultados obtenidos en contraste con las variables especificas del ciclo termodinámico de la planta real : Gasto de agua, gasto de combustible y eficiencia bruta del ciclo. Una vez validado el modelo de la planta, se le denominara planta Tier 1 y se aplicara la hibridación de combustible. Luego de cada modificación, la planta incrementara de Tier. 5.2 Definición de Tier para cada simulación realizada Se ha realizado la simulación de la planta Belchatov utilizando el software EBSILON ® Professional.La simulación de la planta original Belchatov sera denominada Tier 1 y las diferentes modificaciones se denominan Tier 2 , 3 y 4. Estas simulaciones se definen de la siguiente manera: • Tier 1: Se refiere a la simulación de la planta original de la unidad número 12 de Belchatov. Esta simulación se ha creado en base a los parámetros de diseño originales de la planta. Para validar esta simulación, se contrastarán los resultados de la simulación con los valores reales de la planta. • Tier 2: Se refiere a una modificación de la planta Tier 1 luego de aplicar mejoras de eficiencia del ciclo. La simulación Tier 2 incorpora los proyectos de mejora realizados en la planta original de Belchatov a mediados de 2013, con lo cual, esta alcanza una mejor eficiencia que la planta Tier 1. Similarmente al procedimiento en la planta Tier 1, se validará esta simulación al contrastan los resultados reales reportados en informes técnicos con los resultados calculados en la simulación. • Tier 3: Se refiere a un cambio de combustible de la planta Tier 2 de carbón lignito a biomasa. Esta simulación Tier 3 tiene como objetivo demostrar las ventajas que tendría este cambio de combustible sobre el ciclo termodinámico. Debido a que esta hipótesis no puede ser contrastada con la realidad dado que este cambio de combustible no se ha efectuado en la planta real, se considerarán como válidos los resultados obtenidos por la simulación Tier 3 dado que previamente las simulaciones de planta Tier 1 y Tier 2 ya fueron contrastadas con la realidad y validadas dando resultados confiables. • Tier 4: Corresponde a una hibridación de la planta Tier 3 con tecnología termosolar, biomasa y gas natural como combustible de respaldo. 5.3 Simulación de planta modelo Tier 1 Se crea un modelo matemático de la planta original de Belchatov teniendo como datos de partida, los siguientes parámetros globales de la planta encontrados en las referencias [38] y [40]: 43 44 Capítulo 5. Simulaciones de planta Figura 5.1 Diagrama t,s de la planta Tier 1. Elaboración propia. Figura 5.2 Ciclo Tier 1 sub-crítico regenerativo con recalentamiento. Elaboración propia. •Potencia eléctrica. Pe=360MW [40, pag79] •Temperatura del vapor vivo. Tvv =535C[40, pag83] •Presión del vapor vivo. Pvv =182bar [40, pag83] •Presión de recalentamiento. Precal =42.24bar [40, pag83] •Presión de condensación. Pcond =0.1bar [38, pag7] •Temperatura de recalentamiento. Trecal =568C[40, pag83] •Precalentadores =2[38, pag6] •Regeneradores =4[38, pag6] Esta planta Tier 1 se define como un ciclo sub-crítico regenerativo con recalentamiento. El diagrama t-s y el layout del ciclo de la planta Tier 1 se muestra en la figura 5.1 y 5.2. Para la validación de la simulación, se contrastaran tanto los valores globales ,como los parámetros específicos, de la planta real con respecto a la planta simulada. Esta comparación de resultados se muestra en la tabla 5.1. 5.4 Simulación de la planta modelo Tier 2 45 Tabla 5.1 Validación de simulación de la planta Tier 1 Belchatov. Elaboración propia . Nombre de la variable Valor de la planta real Valor de la simulación Diferencia Diferencia relativa Temperatura de ingreso a la caldera 255 C 254.89 C 0.11 C 0.28% Eficiencia bruta del ciclo 38.1% 38.39% 0.29% 0.11% Gasto de vapor vivo 1090 t/h 1230.3 t/h 140.3 12.8% Gasto de combustible 442 t/h 454 t/h 2 0.45% Figura 5.3 Diagrama t,s de la planta Tier 2. Elaboración propia. De los valores obtenidos, se concluye que la simulación se corresponde con el comportamiento de la planta real,con lo cual, este modelo puede ser utilizado como base para las siguientes modificaciones propuestas. Los parámetros medidos en la tabla 5.1 son equivalentes a los reportados por la planta real. Cabe destacar que el gasto de vapor vivo tiene una variación del 12 por ciento lo cual se explica por las perdidas acarreadas en el bloque de potencia a través de los sellos, y de las etapas de la turbina, así como también en los condensadores y en el agua de reposición del ciclo. 5.4 Simulación de la planta modelo Tier 2 Como se ha mencionado anteriormente, la planta Tier 2 corresponde a la planta Tier 1 con los proyectos de mejora realizados para incrementar eficiencia. Estos proyectos de mejora modifican los parámetros característicos de la planta Tier 1 tal como se indica a continuación: •Potencia eléctrica. Pe=390MW [38, pag18] •Temperatura del vapor vivo. Tvv =560C[38, pag18] •Presión del vapor vivo. Pvv =187bar [38, pag18] •Presión de recalentamiento. Precal =45.8bar •Presión de condensación. Pcond =0.1bar [38, pag6] •Temperatura de recalentamiento. Trecal =570C[38, pag18] •Precalentadores =3[38, pag6] •Regeneradores =4[38, pag6] El diagrama t-s y el layout del ciclo de la planta Tier 2 se muestra en la figura 5.3 y 5.4. Para la validación de la simulación, se contrastaran tanto los valores globales ,como los parámetros específicos, de la planta y la planta simulada. Esta comparación de resultados se muestra en la tabla 5.2. De los valores obtenidos, se concluye que la simulación del planta Tier 2 se corresponde con el comportamiento de la planta real,con lo cual, este modelo puede ser utilizado para las siguientes modificaciones propuestas. 52 Capítulo 6. Análisis paramétrico del resultado de las simulaciones minimal tikz pgfplots .0% Biomasa 5% Biomasa 10% Biomasa 15% Biomasa 20% Biomasa 50% Biomasa 1,300 1,400 1,500 1,600 1,700 1,800 1,900 2,000 1289.76 1289.76 1289.76 1289.76 1289.76 1289.76 1778.393 1793.938 1808.837 1823.129 1836.851 1908.914 Ratios Gastos(t/h) Gasto de agua ˙ma Gasto de gases de combusti´on ˙mg Figura 6.7 Tendencia de gastos de agua (t/h) y gases de combustión con respecto al ratio de combustión de biomasa y manteniendo constante la potencia de la caldera y el gasto de agua.Elaboración propia . minimal tikz pgfplots .0% Biomasa 5% Biomasa 10% Biomasa 15% Biomasa 20% Biomasa 50% Biomasa 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 06.903 13.519 19.866 25.960 57.961 141.054 138.061 135.192 132.440 129.798 115.922 Ratios Gastos(t/h) Gasto de biomasa ˙mb Gasto de carb´on ˙mc Figura 6.8 Tendencia de gastos de biomasa y carbón (t/h) con respecto al ratio de combustión y manteniendo constante la potencia de la caldera y el gasto de agua.Elaboración propia . minimal tikz pgfplots .0% Biomasa 5% Biomasa 10% Biomasa 15% Biomasa 20% Biomasa 50% Biomasa 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 92.205 90.249 88.373 86.574 84.837 75.777 0.249 0.243 0.238 0.233 0.229 0.204 Ratios Gastos(kg/s) Gasto de CO2 ˙mCO2 Gasto de SO2 ˙mSO2 Figura 6.9 Tendencia de gastos de CO2 y SO2 presentes en los gases de combustión con respecto al radio de combustión de biomasa y manteniendo constante la potencia de la caldera y el gasto de agua.Elaboración propia . minimal tikz pgfplots .0% Biomasa 5% Biomasa 10% Biomasa 15% Biomasa 20% Biomasa 50% Biomasa 33 34 35 36 37 38 39 40 41 34.348 34.328 34.308 34.290 34.272 34.178 34.119 34.097 34.077 34.057 34.038 33.938 40.404 40.399 40.394 40.389 40.385 40.361 40.134 40.127 40.121 40.115 40.109 40.078 Ratios Eficiencias % Eficiencia de planta bruta ηgrossplanta Eficiencia de planta neta ηnetplanta Eficiencia de ciclo bruta ηgrossciclo Eficiencia de ciclo neta ηnetciclo Figura 6.10 Tendencia de eficiencia del ciclo con respecto al ratio de combustión de biomasa y manteniendo constante la potencia de la caldera y el gasto de agua.Elaboración propia . 6.4 Contraste de resultados entre las simulaciones Tier 3 y Tier 4 53 Tabla 6.2 Comparación de resultados entre Tier 2 y Tier 3 con diferentes porcentajes de mezcla carbón/- biomasa y manteniendo constante la potencia eléctrica producida en el generador.Elaboración propia. Nombre de la variable Tier2 (100% Carbón) Tier 3 (5% Biomasa) Tier3 (10% Biomasa) Tier3 (15% Biomasa) Tier3 (20% Biomasa) Tier3 (50% Biomasa) Potencia de generador (Pe) 390 MW 390 MW 390 MW 390 MW 390 MW 390 MW Gasto de agua ( ˙ma) 1289.76 t/h 1289.93 t/h 1290.08 t/h 1290.2354 t/h 1290.379 t/h 1291.134 t/h Gasto de chimenea ( ˙mf) 493.998 kg/s 498.379 kg/s 502.579 kg/s 506.608 kg/s 510.478 kg/s 530.816 kg/s Eficiencia neta de la unidad (ηnet ) 34.119% 34.097% 34.077% 34.057% 34.038% 33.938% Eficiencia neta de la unidad (ηgross) 34.348% 34.328% 34.308% 34.290% 34.272% 34.178% Eficiencia neta del ciclo (ηnet ) 40.134% 40.127% 40.121% 40.115% 40.109% 40.078% Eficiencia neta del ciclo (ηgross) 40.404% 40.399% 40.394% 40.389% 40.385% 40.361% Fracción de masa de CO2 (XCO2) 92.205kg/s 90.260kg/s 88.395kg/s 86.606kg/s 84.887kg/s 75.857kg/s Fracción de masa de SO2 (XSO2) 0.249kg/s 0.243kg/s 0.238kg/s 0.233kg/s 0.229kg/s 0.205kg/s 54 Capítulo 6. Análisis paramétrico del resultado de las simulaciones Tabla 6.3 Comparación de resultados entre Tier 2 y Tier 3 con diferentes porcentajes de mezcla carbón/- biomasa y manteniendo constante la potencia transferida desde la caldera y el gasto de agua del ciclo.Elaboración propia. Nombre de la variable Tier2 (100% Carbón) Tier 3 (5% Biomasa) Tier3 (10% Biomasa) Tier3 (15% Biomasa) Tier3 (20% Biomasa) Tier3 (50% Biomasa) Potencia de generador (Pe) 390 MW 389.951 MW 389.904 MW 389.859 MW 389.815 MW 389.587 MW Potencia de auxiliares (Paux) 2.605 MW 2.620 MW 2.635 MW 2.649 MW 2.662 MW 2.733 MW Gasto de biomasa ( ˙mb) 0 t/h 6.903 t/h 13.519 t/h 19.866 t/h 25.960 t/h 57.961 t/h Gasto de carbón ( ˙mc) 141.054 t/h 138.061 t/h 135.192 t/h 132.440 t/h 129.798 t/h 115.922t/h Gasto de agua ( ˙ma) 1289.76 t/h 1289.76 t/h 1289.76 t/h 1289.76 t/h 1289.76 t/h 1289.76 t/h Gasto de chimenea ( ˙mf) 1778.393 kg/s 1793.938 kg/s 1808.837 kg/s 1823.129 kg/s 1836.851 kg/s 1908.914 kg/s Eficiencia neta de la unidad (ηnet ) 34.119% 34.097% 34.077% 34.057% 34.038% 33.938% Eficiencia neta de la unidad (ηgross) 34.348% 34.328% 34.308% 34.290% 34.272% 34.178% Eficiencia neta del ciclo (ηnet ) 40.134% 40.127% 40.121% 40.115% 40.109% 40.078% Eficiencia neta del ciclo (ηgross) 40.404% 40.399% 40.394% 40.389% 40.385% 40.361% Fracción de masa de CO2 (XCO2) 92.205kg/s 90.249kg/s 88.373kg/s 86.574kg/s 84.837kg/s 75.777kg/s Fracción de masa de SO2 (XSO2) 0.249kg/s 0.243kg/s 0.238kg/s 0.233kg/s 0.229kg/s 0.205kg/s 6.4 Contraste de resultados entre las simulaciones Tier 3 y Tier 4 55 minimal tikz pgfplots .0% Biomasa 5% Biomasa 10% Biomasa 15% Biomasa 20% Biomasa 50% Biomasa 2 2.2 2.4 2.6 2.8 3 2.605 2.620 2.635 2.649 2.662 2.733 Ratios P otencia (MW) Consumo de equipos auxiliares Paux Figura 6.11 Consumo de equipos auxiliares (MW) con respecto al ratio de combustión de biomasa y manteniendo constante la potencia de la caldera y el gasto de agua.Elaboración propia . minimal tikz pgfplots .0% Biomasa 5% Biomasa 10% Biomasa 15% Biomasa 20% Biomasa 50% Biomasa 389 389.2 389.4 389.6 389.8 390 390.2 390.4 390.6 390 389.951 389.904 389.859 389.815 389.587 Ratios P otencia (MW) Potencia el´ectrica de generador Pe Figura 6.12 Producción eléctrica del generador (MW) con respecto al ratio de combustión de biomasa y manteniendo constante la potencia de la caldera y el gasto de agua.Elaboración propia . 7 Conclusiones Texto elaborado por Alexander Franco Ildefonso Sanchez, Escuela Técnica Superior de Ingeniería de la Universidad de Sevilla Luego de realizar las validaciones de los modelos creados con los resultados reportados en la bibliografía y encontrar las tendencias mostradas en el capitulo 6, se pueden esgrimir las siguientes conclusiones: 7.1 Sobre el software utilizado para la simulación • Con el software utilizado para la simulación (Ebsilon Professional), solo se pueden realizar simulaciones seudo-transitorias bajo diferentes pasos temporales , con lo cual, el modelo matemático para la simulación Tier 4 es una simplificación válida del comportamiento real transitorio de la planta. Con esta simplificación se mejora el tiempo de procesamiento de la simulación y disminuye los recursos computacionales requeridos para el trabajo. Los resultados obtenidos son suficientemente precisos para este estudio. Con respecto a las simulaciones en régimen transitorio, estas tienen la ventaja de examinar el comportamiento termodinámico y la inercia térmica de los subsistemas del campo solar y bloque de potencia. Examinar estas inercias térmicas al arranque y apagado de la planta permitirán estudiar los efectos sobre la producción de potencia durante estos periodos de transición. Esto permitirá realizar un fine tunning en la operación de la planta durante periodos transitorios de arranque o apagado del bloque de potencia. Esto último no pertenece al alcance del presente TFM y requerirá de otros software de simulación de régimen dinámico como los mostrados en la tabla 7.1. • Para realizar estudios en regímenes transitorios en plantas de CSP con almacenamiento térmico, existen otros software disponibles tal como se muestran en la siguiente tabla resumen de este apartado. • Los modelos matemáticos generados con Ebsilon, se basan en resolver ecuaciones de balance de masa y energía ; estas se incrementan conforme aumentan los tiers 1, 2 ,3 y 4 dado que se incorporan mas incógnitas. Para los tres primeros casos de Tier , el modelo de la planta no cuenta con sistemas de almacenamiento térmico o eléctrico ,por lo tanto, una simplificación del sistema de ecuaciones en modo estacionario es adecuada para la resolución de esta simulación. • Los modelos matemáticos de las plantas Tier 1, 2 y 3 se resuelven en Ebsilon mediante un sistema de ecuaciones no lineal que se resuelve de forma iterativa. Las variables contorno o límite que definen el sistema de ecuaciones son el flujo másico, la presión y la entalpía específica. El cálculo del proceso se realiza de manera circular-iterativa en dos pasos parciales: • Creación del sistema no lineal de ecuaciones a partir de los datos de entrada del ciclo térmico definidos para cada Tier. • Resolución iterativa del sistema de ecuaciones para calcular la incógnita restante, los parámetros específicos y variables de rendimiento del ciclo. • Tanto los valores de los puntos termodinámicos del vapor vivo (Pvv y Tvv) y las características de cada elemento del ciclo (eficiencia de bombas, caldera, generador y turbinas) se consiguieron de la bibliografía disponible sobre la planta Belchatov. Luego de definir los valores contorno para definir el 57 58 Capítulo 7. Conclusiones Tabla 7.1 Resumen de plantas de potencia con tecnología solar simulado bajo diferentes software. Referencia Tecnología Capacidad Software Característica Al-Maliki et al. PT 50 MWe APROS Dinámico El Hefni and Soler. CR 145 MWe DYMOLA Dinámico Liu et al. CR 1 MWe DYMOLA Dinámico Luo et al. PT No especifica Propio Dinámico Mitterhofer and Orosz. PT 3 kWe DYMOLA+ESS Estacionario Diendorfer et al. PT No especifica Propio Dinámico El Hefni. PT/LF No especifica DYMOLA Dinámico Falchetta and Rossi. PT 9 MWe ISAAC Dynamics Dinámico Osterholm and Palssonb. PT 50 MWe DYMOLA Dinámico Rodat et al. LF No especifica DYMOLA Dinámico Russo. PT No especifica RELAP5 mod. Dinámico Wagner and Wittmann. PT 125 MWe Ebsilon Proffesional Pseudo-transitorio Zhang et al. CR 1 MWe DYMOLA Dinámico Manenti and Ravaghi PT 4.7 MWe Propio Dinámico Powell and Edgar. PT 1 MWe Propio Dinámico Xu et al. CT 1 MWe Propio Dinámico Garcia et al. PT 50 MWe Wolfram 7 Dinámico Larrain et al. PT 100 MWe ESS Dinámico Eck and Hirch. PT No especifica MODELICA Dinámico Stuetzle et al. PT 30 MWe Propio Estacionario Jones et al. PT 30 MWe TRNSYS Dinámico sistema de ecuaciones de cada simulación , el resto de puntos termodinámicos fueron calculados por el software y validados con data real de la planta Belchatov disponible en la bibliografía. 7.2 Sobre el modelo de la planta original Belchatov demostrada en la simulación Tier 1 • Se utilizaron los parámetros de diseño encontrados en la bibliografía para crear el modelo matemático de la planta original (Tier 1) bajo un sistema estacionario. Se encontró que la diferencia entre las variables globales reales y calculadas es menor al 0.5% a excepción del gasto de vapor de agua el cual bordea el 10% . Esto se debe a las pérdidas de flujo másico en el condensador, los sellos en las etapas de las turbinas , la caldera , las bombas y el recorrido de las tuberías. Estas pérdidas no se contemplan en el modelo matemático pero se estiman que representan un 5% a 10% del flujo másico de agu. 7.3 Sobre el modelo de la planta Belchatov con mejoras aplicadas demostrada en la simulación Tier 2 • Realizando las mejoras en las eficiencias de los equipos, el incremento de la presión y temperatura del vapor vivo del ciclo inicial, se logra un incremento de la potencia eléctrica de 8.33%. Este incremento en la producción eléctrica (de 360 MW a 390 MW) acarrea un incremento del 4% y 5% de las emisiones de CO2 y SO2 respectivamente. Para gestionar estas nuevas emisiones se requerirá la implementación de un sistema de captura de CO2 o de la hibridación de una fuente renovable para disminuir las toneladas anuales de emisiones por debajo del limite permisible. 7.4 Sobre el modelo de planta con hibridación de combustible fósil y biomasa demostrada en la simulación Tier 3 • Sobre la figura 6.1: Tendencia de gastos de agua (t/h) y gases de combustión con respecto al ratio de combustión de biomasa manteniendo constante la salida del generador. Se calcula que al incrementar el ratio de co-combustión de biomasa al 50% y manteniendo constante la salida del generador eléctrico, 7.4 Sobre el modelo de planta con hibridación de combustible fósil y biomasa demostrada en la simulación Tier 3 59 se obtiene un incremento del gasto de agua del 0.1%. Este incremento se debe a que al tener menor poder calorífico en la caldera, se requiere mayor flujo másico a través de las turbinas para producir la misma cantidad de MWe. Así mismo, el gasto de gases de combustión aumenta en un 7.45% debido a que se requiere mayor masa de combustible en la caldera para compensar la disminución del poder calorífico. • Sobre la figura 6.2: Tendencia de gastos de CO2 y SO2 presentes en los gases de combustión con respecto al radio de combustión de biomasa manteniendo constante la salida del generador. La hibridación de estas tecnologías, permitió calcular una reducción de emisiones de CO2 y NOX desde un valor inicial de 92.205 kg/s hasta un valor de y 75.857 kg/s y 0.249 kg/s 0.205 kg/s respectivamente. Se logra demostrar que aplicando esta tecnología, se logra una reducción de las emisiones del 17.7% al utilizar una mezcla de 50% de Biomasa. • Sobre la figura 6.3: Tendencia de eficiencia del ciclo con respecto al ratio de combustión de biomasa manteniendo constante la salida del generador. Se demostró que una hibridación de fuentes de energía a base de carbón con fuente a base de biomasa manteniendo constante la potencia eléctrica del generador eléctrico , logra reducir las emisiones contaminantes de la planta a costa de una reducción en la eficiencia del ciclo de tan solo 0.043%. Esta caída en la eficiencia se debe a que el poder calorífico de la fuente biomasa es menor a la del carbón. • Sobre la figura 6.4: Tendencia de eficiencia de la planta con respecto al ratio de combustión de biomasa manteniendo constante la salida del generador. Se calculó una caída de eficiencia del 0.17%. • Sobre la figura 6.5: Consumo de equipos auxiliares (MW) con respecto al ratio de combustión de biomasa manteniendo constante la salida del generador. El consumo de los equipos auxiliares aumenta un 5.02%. Este efecto esta relacionado al incremento del gasto másico de agua del ciclo; esto ultimo incrementa el consumo en las bombas. • Sobre la figura 6.6: Consumo de potencia de caldera (MW) con respecto al ratio de combustión de biomasa manteniendo constante la salida del generador. Se incrementó el consumo de potencia de la caldera en 0.10% debido a la disminución del poder calorífico del combustible. • Sobre la figura 6.7: Tendencia de gastos de agua (t/h) y gases de combustión con respecto al ratio de combustión de biomasa y manteniendo constante la potencia de la caldera y el gasto de agua. Se incremento el consumo másico de agua en un 7.33% . • Sobre la figura 6.8: Tendencia de gastos de biomasa y carbón (t/h) con respecto al ratio de combustión y manteniendo constante la potencia de la caldera y el gasto de agua. Gráfica muestran los gastos másicos de ambos combustibles. • Sobre la figura 6.9: Tendencia de gastos de CO2 y SO2 presentes en los gases de combustión con respecto al ratio de combustión de biomasa y manteniendo constante la potencia de la caldera y el gasto de agua.Bajo estas condiciones se logro reducir el gasto de CO2 y SO2 un 17.81% . • Sobre la figura 6.10: Tendencia de eficiencia del ciclo con respecto al ratio de combustión de biomasa y manteniendo constante la potencia de la caldera y el gasto de agua. Las eficiencias del ciclo bruta, eficiencia del ciclo neta, eficiencia de planta bruta y eficiencia de planta neta se redujeron en 0.043% 0.056% 0.17% y 0.181% respectivamente. • Sobre la figura 6.11: Consumo de equipos auxiliares (MW) con respecto al ratio de combustión de biomasa y manteniendo constante la potencia de la caldera y el gasto de agua. El consumo de los equipos auxiliares aumenta un 4.09%. • Sobre la figura 6.12: Producción eléctrica del generador (MW) con respecto al ratio de combustión de biomasa y manteniendo constante la potencia de la caldera y el gasto de agua. Si se realiza la co-combustión de 50% carbón y 50% biomasa se espera una caída en la producción de la potencia eléctrica del generador de 390 MW a 389.587 MW. Esto representa tan solo una caída del 0.1% y una caída en la eficiencia neta del ciclo de 0.05% debido al menor poder calorífico de la biomasa con respecto al carbón. • Se demuestra que al utilizar un 50% de ratio carbón/biomasa se reducen las emisiones de CO2 y SO2 hasta en un 17% .Por otro lado, esta hibridación produce una caída en la eficiencia del ciclo de 0.17% y un incremento en los consumos (MW) de equipos auxiliares de un 0.10%. Estos factores incrementaran los costos fijos de la planta así como también se incrementaran los gastos logísticos por el transporte y gestión de la biomasa. 60 Capítulo 7. Conclusiones 7.5 Conclusión general Se calculó mediante una simulación equivalente a la planta real, las ventajas y desventajas desde el punto de vista energético, que conlleva hibridar la fuente combustible a base de carbón, con otra fuente renovable como la biomasa o la termosolar. Se calcularon las respectivas caídas en la eficiencia del ciclo asociadas al cambio de poder calorífico y las reducciones en cantidades de masa de gases contaminantes. Se comprobó que la simulación realizada de la planta real de carbón, calcula los estados termodinámicos de todo el ciclo con adecuada exactitud. Las mejoras energéticas propuestas en los modelos del Tier 1 al 4 son enérgicamente viables, sin embargo no se contemplan inconvenientes logísticos de su posible ejecución tal como la disponibilidad y transporte local de la biomasa,tratamiento y almacenamiento de la biomasa o el incremento en las extensiones de las instalaciones de la planta que ocasiona implementar la hibridación con otras fuentes de combustible. Índice de Figuras 1.1 Evolución de la temperatura media global durante el periodo de observaciones instrumentales de 1850-actualidad [2] 2 1.2 Valores globales de LCOEs de plantas de potencia de fuente renovable comisionadas desde 2010 a 2019 [3] 2 1.3 Tendencias hacia 2021/23 para valores globales de LCOE en plantas de PV, CSP, eólica onshore y offsore [3] 3 2.1 Comparación entre el potencial teórico y la demanda existente de biomasa en Europa [4] 6 2.2 Parámetros típicos de operación de calderas del tipo BFB [5] 7 2.3 Parámetros típicos de operación de calderas del tipo CFB [5] 8 2.4 Esquemático de caldera de combustible pulverizado [5] 9 2.5 Temperatura del vapor de agua alcanzada y poder calorífico de diferentes tipos de biomasa para uso en plantas de potencia [6] 10 2.6 Lixiviación de biomasa con agua de lluvia [6] 11 2.7 Tecnología de obtención de pellets de biomasa por vapor explosionado [6] 11 2.8 Empresas de producción de biomasa en Europa [9] 12 2.9 Experiencias con torrefacción en el CENER,España [10] 12 2.10 Experiencias con torrefacción en el CENER,España [10] 13 2.11 Diferencias entre biomasa cruda y torrefractada [6] 13 2.12 Configuraciones para la co-combustión de carbón y biomasa [6] 14 2.13 Esquemático de métodos de co-combustión de biomasa [11] 14 2.14 Esquemático de co-combustión carbón+biomasa y sistema de oxicombustible [6] 15 2.15 Plantas a escala piloto de co-combustión con oxi combustible [17] 15 2.16 Centro tecnológico CIUDEN para la captura y transporte de CO2 [18] 16 2.17 Impactos de la co-combustión de carbón y biomasa en plantas a carbón [6] 17 2.18 Configuraciones de co-molienda de biomasa en plantas de carbón [6] 17 2.19 Comparación de la composición química del carbón y la biomasa [19] 18 2.20 Costo adicional de la producción de electricidad con el sistema de captura de CO2 en comparación con la co-combustión [19] 19 2.21 Comparación del costo de captura de CO2 para diferentes porcentajes de cocombustión [19] 20 2.22 Reemplazo de la caldera de gas natural por caldera de biomasa [20] 21 2.23 Configuración en paralelo de caldera de biomasa y gas natural [20] 21 2.24 Componentes principales de una planta de CSP [21] 22 2.25 Métodos de obtención de potencia por medio de una fuente solar [22] 22 2.26 Características de concentradores solares comerciales disponibles en el mercado actual [23] 23 2.27 Fabricantes de colectores tipo PTC disponibles comercialmente y sus características técnicas [22] 23 61 68 Bibliografía [17] S. 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