Las Centrales de Ciclo Combinado de Gas Natural
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Las centrales de ciclocombinado de gas natural
San Sebastián, 12 de julio de 2004
Juan Pujol NoguéDirector Corporativo de Ingeniería y Compras
Curso de verano Universidad País Vasco
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1Contenido
1. Introducción
2. Evolución de la Demanda de EnergíaEléctrica
3. Centrales de Generación Eléctrica
4. Centrales de Ciclo Combinado del GrupoGas Natural
5. Conclusiones
4
1Introducción
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5
Introducción
PoblaciónEnergía PrimariaElectricidad
1900 192019401960 202019802000
24.000 TWh
15.000 TWh
114.000 TWh
6.000 106 Habitantes
8.000 106
Habitantes
155.000 TWh
La demanda eléctrica, aumentamás rápidamente que lapoblación y queel consumo de energía primaria
La demanda eléctrica, aumentamás rápidamente que lapoblación y queel consumo de energía primaria
PoblaciónMundial
EnergíaPrimaria
Electricidad
20%
80%
76%
24%
2000
24%
76%
2000 2000
Países endesarrollo yPaíses entransición
Paísesindustrializados
Todavía existen en el Mundo diferenciassignificativas en el consumo energéticoentre países con diferente grado dedesarrollo
Todavía existen en el Mundo diferenciassignificativas en el consumo energéticoentre países con diferente grado dedesarrollo
Fuente: UNFPA, BMWi,
Siemens KWU
Evolución población y demanda de energía
6
2000
26%
39%
23%
7%3%
2%
CarbónPetróleoGas naturalNuclear HidráulicaOtras renovables
Total año 2000 - 9.179 MtepTotal año 2000 - 9.179 Mtep
2030
24%
37%
28%
5%2%
4%
CarbónPetróleoGas naturalNuclear HidráulicaOtras renovables
Total año 2030 - 15.267 MtepTotal año 2030 - 15.267 Mtep
Demanda Mundial de Energía Primaria por combustibles
+ 66%
Fuente: AIE - World Energy Outlook 2002
Introducción
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Fuente: CEDIGAZ 2003
Reservas mundiales de petróleo y gas natural
Introducción
G t e
p
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
1 9 7 0
1 9 7 5
1 9 8 0
1 9 8 5
1 9 9 0
1 9 9 5
2 0 0 0
2 0 0 5 Petróleo
Gas natural
8
Reservas probadas de gas natural (Gtep)
Introducción
6,36
6,91
6,01
51,30
81,84
13,4215,23
Fuente: CEDIGAZ 2003
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Gas - Principales flujos de mercadobcm
Introducción
Fuente: BP Statistical Review of World Energy - 2004
10
15,8%
15,3%
11,9%
2,5%
4,1%
50,4%
Gas Natural (15,8%)
Carbón (15,3%)
Nuclear (11,9%)
Petróleo (50,4%)
Hidráulica (2,5%)
Otras Renovables (4,1%)
Fuente: Ministerio de Economía (Datos provisionales)
Total: 135,5 MtepTotal: 135,5 Mtep
Introducción
Consumo de Energía Primaria en España en 2003
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Fuente: SEDIGAS (2003 Estimación)España
Participación del gas natural en el consumo de EnergíaPrimaria en España y la UE (%)
Introducción
2,33,1
5,7
7,7 8,6
10,7
11,712,513,2
14,6
16,3
22,5
24,9
1980 1990 1996 1999 2001 2003 2010 UE-
2003
12
Doméstico-comercial Generación eléctrica
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
350.000
400.000
450.000
500.000
550.000
2001 2006 2011
GWh
Industrial
15%
52%
33%
44 Bcm
x 2,4
El sector del gas natural en EspañaEvolución de la demanda total
Introducción
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2Evolución de laDemanda de EnergíaEléctrica
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Fuente: AIE, Siemens KWU
Evolución de la Demanda de EnergíaEléctrica
Producción Mundial de Electricidad por fuentes deEnergía Primaria
1960 1970 1980 1990 2020
2 3004 963
8 310
11 866
15 200
25 578
16%
20%
9%
36%
19%
17%
15%
12%
38%
18%
9%12%20%
38%
21%
11%
30%
5%
34%
20%
Nuclear
Gas Natural
Petróleo
Carbón/Otroscombustiblessólidos
Hidroeléctrica/otrasrenovables
2000
E n e r g í a s f ó s i l e s : 6 5 %
E n e r g í a s f ó s i l e s : 6 9 %
TWh
2003
-
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Grandes centrales de generación eléctricaProyección de la AIE 2030
TWh
2020
35,48%
5,36%30,09%
0,06%
14,86%10,78% 3,37%
Carbón (35,48%)Petróleo (5,36%)Gas natural (30,09%)Hidrógeno (Pilas) (0,06%)Hidroeléctrica (14,86%)Otras renovables (3,37%)Nuclear (10,78%)
Total año 2020 - 25.578 TWhTotal año 2020 - 25.578 TWh
2030
36,76%
4,21%
31,48%
1,11%
13,51%8,56% 4,38%
Carbón (36,76%)Petróleo (4,21%)Gas natural (31,48%)Hidrógeno (Pilas) (1,11%)Hidroeléctrica (13,51%)Otras renovables (4,38%)Nuclear (8,56%)
Total año 2030 - 31.524 TWhTotal año 2030 - 31.524 TWh
Evolución de la Demanda de EnergíaEléctrica
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España - Previsión 2002-2010
Fuente: Red Eléctrica 2002
Evolución de la Demanda de EnergíaEléctrica
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9
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0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
40000
45000
50000
20 02 2 00 3 200 4 20 05 20 06 2 00 7 20 08 20 09 2 01 0
Invierno Verano
Fuente: Red Eléctrica 2002
España - Previsión de puntas horarias de potencia(MW b.c.)
Evolución de la Demanda de EnergíaEléctrica
18
España - Estructura de generación eléctrica en 2003
Fuente: Ministerio de Economía
15,7%
29,0%23,5%
8,6%23,2%
Gas Natural (15,7%)
Carbón (29,0%)
Nuclear (23,5%)
Hidráulica y otrasrenovables (23,2%)
Petróleo (8,6%)
Evolución de la Demanda de EnergíaEléctrica
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Fuente: UNESA 2002
España - Evolución de la estructura de generación (GWh)
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
2002 2004 2007 2010
Fuelóleo/gas
Ciclos Comb.
Carbon
Nuclear
Hidroelec
Reg especial
1.140
76.011
32.435
58.500
31.200
74.891
4.519
9.009
72.625
58.400
31.500
37.270
Total 2002: 213.313 GWhTotal 2002: 213.313 GWh Total 2010: 274.177 GWhTotal 2010: 274.177 GWh
Evolución de la Demanda de EnergíaEléctrica
20
España - Previsión de potencia instalada en CC (MW)
0
2000
4000
6000
8000
1000012000
14000
16000
2002 2004 2007 2011
Potencia CC
Fuente: Ministerio de Economía
Evolución de la Demanda de EnergíaEléctrica
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2002 2004 2007 2010
GWh/año Ciclo Combinado
Carbón
Fuel / Gas
32.435 (29,6%)
76.011 (69,4%)
9.009 (10,5%)
72.625 (84,3%)
4.519 (5,2%) 1.140 (1,0%)
España - Participación de las Centrales Térmicas y de CicloCombinado en la cobertura de la demanda
Evolución de la Demanda de EnergíaEléctrica
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3Centrales de GeneraciónEléctrica
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Centrales de Generación Eléctrica
Procesos de generación de electricidad
Caldera + Ciclo Rankine
Turbina de gas + Ciclo Rankine
Turbinas de gas
Motores alternativos
Pilas de combustible
24
Combustión en lecho fluido a presión (PFBC)
Central eléctrica de lignito con desulfuración
Central eléctrica de fuelóleo pesado, de bajo contenido enazufre
Turbina de gas de ciclo combinado (GTCC)
Central térmica que utiliza biomasa o residuos como
combustible
Grandes turbinas eólicas terrestres
Células solares fotovoltaicas
Gran reactor nuclear de agua presurizada (PWR)
Análisis de 8 tecnologías típicas (Libro Verde SeguridadAbastecimiento Energético CE)
Fuente: Libro Verde Comisión Europea - 2000
Centrales de Generación Eléctrica
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* En el caso de las opciones de generación discontinua, las 7000 horas se refieren a la energía utilizables
del equipo y no a la energía utilizable global que es mucho menor y ha sido incluida en los cálculos
Fuente: Libro Verde Comisión Europea - 2000
Costes de producción (7.000 h/año)
Coste producción de tecnologías de generación de electricidad.Índice de utilización: 7000 horas ( € de 1990/kWh)
Sin impuestos de consumo/ subvencionesPFBC(Carbónimportado)
PFBC(Carbónnacional)
Lignitomonoval.
Fuelóleomonoval.
GTCC Residuos-biomasamonoval.
Turbinaseólicas *
Célulassolaresfotovolt. *
Energíanuclear
Bélgica 0,03 - - 0,04 0,02 0,03 0,07 0,64 0,04Dinamarca 0,03 - - 0,04 0,02 0,03 0,06 0,85 0,05Alemania 0,03 0,04 0,04 0,04 0,03 0,04 0,06 0,64 0,05Grecia 0,03 . 0,04 0,04 0,03 0,04 0,07 0,51 0,04España 0,03 0,05 0,03 0,05 0,03 0,04 0,07 0,51 0,04Francia 0,03 0,04 0,03 0,04 0,03 0,04 0,07 0,51 0,03
Irlanda 0,03 - 0,03 0,04 0,03 0,04 0,07 0,85 0,04Italia 0,03 - - 0,04 0,03 0,04 0,07 0,51 0,05Países B. 0,03 - - 0,05 0,02 0,04 0,07 0,64 0,05Austria 0,03 - 0,04 0,04 0,03 0,03 0,07 0,64 0,05Portugal 0,03 - - 0,04 0,03 0,04 0,07 0,51 0,05Finlandia 0,03 - 0,03 0,04 0,02 0,03 0,07 0,85 0,03Suecia 0,03 - 0,03 0,05 0,03 0,03 0,07 0,85 0,04R. Unido 0,03 0,04 - 0,04 0,02 0,03 0,07 0,64 0,04
Centrales de Generación Eléctrica
26
h GUD =268 + 130
685• 100 = 58.1 % h GT =
268
685
• 100 = 39.1 %
Stack gas
57 MW 8.32 %
Condenser
223 MW
32.55 %
Auxiliaries
and losses
5 MW 0.73 %
Steam turbine output
130 MW 18.98 %
Gas turbine output
268 MW 39.12 %
Auxiliaries
and losses
2 MW 0.30 %
Turbine
540 MW
Compressor
270 MW
Exhaust gas
415 MW 60.58 %
Fuel 685 MW 100 %
3_3_0_0_4
© KWU G11
Central de Ciclo Combinado - Diagrama de Sankey
Centrales de Generación Eléctrica
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14
27
65
55
50
45
40
35
60
30400 600 800 1000 1200 14001300700
Net station efficiency (%) based on ISO ambient conditions and 0.04 bar steam-condensing pressure
Turbine inlet temperature (°C)(ISO definition for gas turbines)
Prognosis
Conventional Coal-Fired
Steam Power Plants PFBC **
Natural-Gas-Fired
CC Power Plants
Gas Turbine
Power Plants
Prognosis
IGCC *
* Integrated-Gasification CC Power Plants
** Pressurized-Fluidized-Bed-Combustion Power Plants
Rendimientos de diferentes tipos de centrales de 400 MW
Centrales de Generación Eléctrica
28
Utilizan gas natural como energía primaria
Elevado rendimiento energético
Menor incidencia medioambiental Utilizan menor cantidad de agua de refrigeración
Mayor flexibilidad de operación a distintos regímenes de carga
Menor frecuencia de mantenimiento
Pueden ubicarse próximas a los puntos de consumo final
Menores inversiones iniciales
Reducen los tiempos de construcción de la planta
Ciclos Combinados - Ventajas
Centrales de Generación Eléctrica
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Eficiencia
Costes de Inversión (€/kW)
Plazo de ejecución (meses)
Flexibilidad de operación
Emplazamiento (m2)
CC T. Clásica C. Nuclear
49-58%
500-600
24-28
10%/min
30.000
37-45%
900-1.000
40
4%/min
100.000
34%
>1.500
60
-
130.000
Ventajas
Centrales de Generación Eléctrica
30
Emisiones de CO2
920
760
562505
369
0
200
400
600
800
1000
Convencional de
carbón (920)
Convencional defuelóleo (760)
Turbina de gas en ciclocombinado (gasóleo)
(562)Convencional de gasnatural (505)
Turbina de gas en ciclo
combinado (gn) (369)
kg/MWh
Fuente:Estudio de Impacto Ambiental de la central de ciclo combinado de gas natural en Arrúbal (La Rioja) - 2002
Centrales de Generación Eléctrica
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Emisiones de SO2
4050
4437
0 162 0
0
500
1000
15002000
2500
3000
3500
4000
4500 Convencional decarbón (4050)
Convencional defuelóleo (4437)
Convencional de gasnatural (0)
Turbina de gas en ciclo
combinado (gasóleo)(162)Turbina de gas en ciclocombinado (gn) (0)
g/MWh
Fuente:Estudio de Impacto Ambiental de la central de ciclo combinado de gas natural en Arrúbal (La Rioja) - 2002
Centrales de Generación Eléctrica
32
Emisiones de NOx
1790
1040
680557
282
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800 Convencional decarbón (1790)
Convencional defuelóleo (1040)
Convencional de gasnatural (680)
Turbina de gas en ciclo
combinado (gasóleo)(557)Turbina de gas en ciclocombinado (gn) (282)
g/MWh
Fuente:Estudio de Impacto Ambiental de la central de ciclo combinado de gas natural en Arrúbal (La Rioja) - 2002
Centrales de Generación Eléctrica
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1,8
5,6
C.C Carbón/Fuel
m3 /h/GWh
Circuito cerrado
43
134
C.C Carbón/Fuel
m3 /h/GWh
Circuito abierto
Consumo de agua de refrigeración
Centrales de Generación Eléctrica
34
Eficiencia centrales existentes (% ) 36 37 39 58
kWh Térmico/kWh eléctrico 2,8 2,7 2,6 1,7
tep/GWh eléctrico 240 230 220 145
Eficiencia centrales existentes (% ) 36 37 39 58
kWh Térmico/kWh eléctrico 2,8 2,7 2,6 1,7
tep/GWh eléctrico 240 230 220 145
Eficiencia y consumo de combustible
Año 2002: 21 Mtep
Año 2010: 19,3 Mtep
ρρρρ Energ. Elect. Demandada : +25%
ρρρρ Mtep necesarios: -10%
1 Mtep = 11.630 GWh
Año 2002: 21 Mtep
Año 2010: 19,3 Mtep
ρρρρ Energ. Elect. Demandada : +25%
ρρρρ Mtep necesarios: -10%
1 Mtep = 11.630 GWh
Carbón Fuel/Gas Turbina gas C.C.Carbón Fuel/Gas Turbina gas C.C.
2002 2010
Fuel/gas Carbón C.Combinado
Mtep Mtep
2
17,5
1,5
11
0,2
8,1
2119,3
Centrales de Generación Eléctrica
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4Centrales de CicloCombinado Grupo GasNatural
36
Criterios de diseño
Centrales de Ciclo Combinado del GrupoGas Natural
Módulos de 400 MW
Sistema mono-eje (turbina de gas, turbina de vapor yalternador ensamblados sobre un mismo eje)
Caldera de recuperación con 3 niveles de presión yrecalentamiento de vapor
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Parámetros económicos - Central 800 MW
Centrales de Ciclo Combinado del GrupoGas Natural
Inversión: 360 millones de €
Creación de puestos de trabajo directos: +500 durante laconstrucción
Personal durante la fase de explotación: 30-40 personas, en sumayoría personal cualificado, sin contar indirectos y personal
para revisiones
Período de construcción: 2 años
Objetivo del Grupo GN en 2007:
• Potencia instalada en CC: 4.800 MW
• Cuota de mercado de generación en España: 10%
Objetivo del Grupo GN en 2007:
• Potencia instalada en CC: 4.800 MW
• Cuota de mercado de generación en España: 10%
38
Centrales de Ciclo Combinado del GrupoGas Natural
Centrales en operación en España San Roque (Cádiz) y Sant Adrià de Besòs (Barcelona)
Potencia instalada: 800 MW Electricidad generada (2003): 3.964 GWh
Grado de cobertura sobre la electricidad comercializadapor el Grupo: 122%
Centrales en operación en el exterior Puerto Rico (EEUU)
Potencia instalada: 540 MW
-
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San Roque (Cádiz)
Centrales de Ciclo Combinado del GrupoGas Natural
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2 grupos mono-eje de 400 MW
Rendimiento total neto: 58%
TG: Modelo GT26 de Alstom
Combustión escalonada y doble expansión Consumo: 677 MWh. Potencia: 255 MW
Caldera recuperación: Vertical sin postcombustión 3 niveles de presión Temperatura de salida de gases: 100ºC
TV: Vapor recalentado a 565ºC Potencia: 142 MW Presión condensador: 0,08 bar
Sistema de refrigeración: Circuito cerrado de agua de mar contorres de tiro forzado
San Roque (Cádiz)
Centrales de Ciclo Combinado del GrupoGas Natural
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Sant Adrià de Besòs (Barcelona)
Centrales de Ciclo Combinado del GrupoGas Natural
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Sant Adrià de Besòs (Barcelona)
Centrales de Ciclo Combinado del GrupoGas Natural
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2 grupos mono-eje de 400 MW
Rendimiento total neto: 58%
TG: Modelo GT26 de Alstom Combustión escalonada y doble expansión Consumo: 677 MWh. Potencia: 255 MW
Caldera recuperación: Vertical sin postcombustión 3 niveles de presión Temperatura de salida de gases: 100ºC
TV: Vapor recalentado a 565ºC Potencia: 142 MW Presión condensador: 0,08 bar
Sistema de refrigeración: Circuito abierto de agua de mar
Sant Adrià de Besòs (Barcelona)
Centrales de Ciclo Combinado del GrupoGas Natural
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Centrales de Ciclo Combinado del GrupoGas Natural
Terminal de GNL y Central de CC de Puerto Rico
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Centrales de Ciclo Combinado del GrupoGas Natural
Centrales en construcción en España Arrúbal (La Rioja)
2 grupos de 400 MW
TG modelo V94.3A de Siemens
Sistema de refrigeración: Circuito cerrado con torres derefrigeración de tiro forzado
Fecha prevista de entrada en operación: Final 2004 Cartagena (Murcia)
3 grupos de 400 MW
TG modelo GT26 de Alstom
Sistema de refrigeración: Mediante agua de mar
Fecha prevista de entrada en operación: 1er Trim. 2006
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Arrúbal (La Rioja)
Centrales de Ciclo Combinado del GrupoGas Natural
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Makeup water line
to the river Ebro
Arrúbal (La Rioja)
Centrales de Ciclo Combinado del GrupoGas Natural
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Arrúbal (La Rioja)
Centrales de Ciclo Combinado del GrupoGas Natural
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Combustionchamber
Compressor Turbine
24 Hybrid burners
HBR: Hybrid burner ring
Fuel 685 MW 100 %
Turbina de gas Siemens V94.3A
Centrales de Ciclo Combinado del GrupoGas Natural
Turbina de gas Siemens tipo 3A
Centrales de Ciclo Combinado del GrupoGas Natural
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Centrales de Ciclo Combinado del GrupoGas Natural
Centrales en proyecto
Plana del Vent (Tarragona)
2 grupos de 400 MW
Sistema de refrigeración: Circuito cerrado con agua demar con torres de refrigeración híbridas
Fecha prevista de inicio construcción: Final 2004
Málaga
1 grupo de 400 MW
Sistema de refrigeración: Circuito cerrado con aguaprocedente de una EDAR y torre de refrigeración de tiro
forzado Barcelona
2 grupos de 400 MW
Sistema de refrigeración: Circuito cerrado con agua demar procedente de los evaporadores de GNL de ENAGAS
Sorocaba (Brasil)
Potencia prevista 500 MW
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Valores medidos de emisiones atmosféricas en Centralesde Ciclo combinado del Grupo Gas Natural
on c o nes:
oncen raciones expresa as al e en los gases e com us i n, ase seca y en con iciones normales
Concentraciones de contaminantes a plena carga
-6.900Horas/año operación/Grupo
8,00DespreciableConcentración partículas – TSP (mg/Nm3)
0,47DespreciableConcentración SO2 (mg/Nm3)
12,500,5Concentración CO (mg/Nm3)
51,3430Concentración NOx (mg/Nm3)
VALORES DE REFERENCIAVALORES MEDIOS ANUALES
Centrales de Ciclo Combinado del GrupoGas Natural
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5Conclusiones
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Conclusiones
El incremento previsto de la demanda deenergía eléctrica hace necesaria la
construcción de nuevas plantas degeneración
El incremento previsto de la demanda deenergía eléctrica hace necesaria la
construcción de nuevas plantas degeneración
Las energías renovables, en los próximosaños, aumentarán su participación en la
estructura de la generación eléctrica pero
manteniéndose a un nivel moderado
Las energías renovables, en los próximosaños, aumentarán su participación en la
estructura de la generación eléctrica pero
manteniéndose a un nivel moderado
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Conclusiones
El Grupo Gas Natural ha apostadodecididamente por esta tecnología, con
dos grupos en operación en España y
otros en proyecto
El Grupo Gas Natural ha apostadodecididamente por esta tecnología, con
dos grupos en operación en España y
otros en proyecto
Las Centrales de Ciclo Combinado con gas natural son la mejor alternativa tecnológica
en estos momentos para la generación
eléctrica, por su alta eficiencia energética
y su bajo nivel de emisiones
Las Centrales de Ciclo Combinado con gas natural son la mejor alternativa tecnológica
en estos momentos para la generación
eléctrica, por su alta eficiencia energética
y su bajo nivel de emisiones
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Muchas gracias
Joan Pujol Nogué [email protected]