Optimización de una Planta Solar Termo Eléctrica …Optimización de una Planta Solar...

PROYECTO FIN DE CARRERA

Optimización de una Planta Solar Termo

Eléctrica con Tecnología Colector Cilindro-

Parabólico

AUTOR: Javier Aritio Fdz. De Córdova

DIRECTORES:

Jorge Sendagorta Cudós

Mariano Suárez Ponce de León

Autorizada la entrega del proyecto del alumno:

Javier Aritio Fernández de Córdova

EL DIRECTORES DEL PROYECTO

Jorge Sendagorta Cudós

Fdo.: . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Fecha: . . . . . . / . . . . . . / . . . . . . . . .

Mariano Suárez Ponce de León

Fdo.: . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Fecha: . . . . . . / . . . . . . / . . . . . . . . .

VO BO DEL COORDINADOR DE PROYECTOS

Fernando de Cuadra García

Fdo.: . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Fecha: . . . . . . / . . . . . . / . . . . . . . . .

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Optimización de una Planta Solar Termoeléctrica con Tecnología Colector Cilindro Parabólico

Resumen Marco legal, Real Decreto 661/2007. Este Real Decreto desarrolla los principios recogidos en la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, garantizando a los titulares de instalaciones en régimen especial una retribución razonable para sus inversiones y a los consumidores eléctricos una asignación también razonable de los costes imputables al sistema eléctrico, si bien se incentiva la participación en el mercado. Además este Real Decreto autoriza mediante la hibridación la posibilidad de utilizar gas para el mantenimiento de la temperatura del fluido de transmisión de calor con el fin de compensar la falta de irradiancia que pueda afectar a la energía generada. Mediante dicho Real Decreto se limita el empleo de gas como combustible a un 15% de la producción total de electricidad siempre que se establezca una venta libre de energía en el mercado o un 12% de la producción total de electricidad si se establece tarifa regulada. Las plantas Soluz-Guzmán y Enerstar Villena. Las plantas de Soluz-Guzmán y Enerstar Villena propiedad del grupo FCC se encuentran en fase de construcción avanzada. Ambas plantas de 50MWe de potencia instalada neta. El campo solar en ambas plantas estará formado por lazos paralelos de colectores cilíndrico parabólicos dotado de un mecanismo de seguimiento del sol para que en todo momento la radiación solar directa incida sobre el tubo receptor. Siguiendo el sol de este a oeste, los colectores reflejan y concentran la radiación solar directa unas ochenta veces sobre los tubos. El fluido de transferencia de calor, se calentará por la radiación solar concentrada hasta una temperatura de aproximadamente 400º C. Las unidades de los colectores se instalan en series paralelas orientadas de Norte a Sur. Estos colectores están dotados de un movimiento de rotación sobre su eje longitudinal, lo que se consigue gracias a un sistema de seguimiento solar, cuya misión es conseguir un óptimo posicionamiento de los deflectores. Con este sistema se maximiza el tiempo de exposición a la radiación directa de la superficie captadora. Las plantas utilizarán 3 calderas auxiliares de gas natural de 15MWt netos cada caldera y rendimiento del 90%, como sistemas de energía auxiliar para controlar la temperatura del HTF con 2 objetivos:

Mantener siempre la temperatura del fluido térmico por encima de su punto de congelación 12º C. Sin embargo, por motivos de seguridad la temperatura del fluido térmico nunca será inferior a 65º C.

Compensar la falta de irradiación solar que pueda afectar a la entrega prevista de energía limitándose la generación eléctrica a partir de dicho combustible, en cómputo anual, a un 15% de la producción total anual de electricidad siempre que se establezca una venta libre de energía en el mercado o a un 12% si se establece tarifa regulada (de acuerdo con lo establecido en el RD 661/2007). Esta compensación hace que la energía termosolar sea gestionable.

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La turbina de vapor seleccionada para las plantas, modelo Man-Turbo de 55MWe, está constituida por dos cuerpos, uno de alta presión (HP) y otro de baja presión (LP). El cuerpo de alta presión recibirá todo el vapor sobrecalentado producido en los dos trenes de generación de vapor, mientras que el cuerpo de baja presión recibirá el vapor recalentado. La turbina dispondrá de cinco extracciones de vapor intermedias (cuatro en la parte de LP y una en la parte de HP) antes de la descarga hacia el condensador para el precalentamiento del agua de alimentación y la desgasificación de los condensados. El generador eléctrico considerado para las plantas es un generador síncrono de dos polos. El campo solar constará de la tecnología Senertrough para los colectores compuesta de un tubo central denominado torquetube, brazos estampados que soportan los espejos y el soporte del tubo absorbedor o HEC (Heat Colector Element) formando el SCE. La dimensión de un SCA es de ciento cincuenta metros. Estos ensamblajes de colectores, que se mueven mediante un único sistema de actuación hidráulico, están compuestos a su vez de varios segmentos o SCEs cuya longitud ronda los doce metros. La planta de Soluz-Guzmán situada en la localidad cordobesa de Palma del Río comprenderá una superficie efectiva de 310.406m² de espejos, con un total de 4.608 SCEs, lo que supone la instalación de 96 lazos paralelos. El campo solar se divide en cuatro subcampos con el mismo número de colectores (24). Existirán dos tuberías principales de aceite, una de impulsión y otra de retorno. Tiene prevista una generación de recurso eléctrico de 108.543.267 kWhe /año mediante la hibridación del recurso solar con un 15% de gas natural y de 104.519.291 kWhe /año mediante la hibridación del recurso solar con un 12% de gas natural. La planta de Enerstar Villena situada en la localidad alicantina de Villena comprenderá una superficie efectiva de 339.506m² de espejos, con un total de 5.040 SCEs, lo que supone la instalación de 105 lazos paralelos 91 en configuración tipo U y 14 en W. La configuración en U consta de cuatro SCA en paralelo dos a dos y en W de cuatro SCA en paralelo. El campo solar se divide en 5 subcampos. Existirán dos tuberías principales de aceite, una de impulsión y otra de retorno. Tiene prevista una generación de recurso eléctrico de 103.906.371kWhe/año mediante la hibridación del recurso solar con un 15% de gas natural y de 100.036.977kWhe/año mediante la hibridación del recurso solar con un 12% de gas natural. A partir de los años tipo empleados para llegar a estos resultados de producción se detallarán los autoconsumos de la planta, el consumo de gas natural estimado, los modos de operación y la posible ampliación de un sistema de almacenamiento de energía. Objetivos del proyecto. Según el contrato EPC-llave en mano (Engineering, Procurement and Construction) ambas plantas deben cumplir unos rendimientos al año equivalentes a una determinada energía neta vertida a red expresados en el apartado anterior. El objetivo

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del proyecto es estudiar y optimizar los siguientes aspectos que impactan directamente en un rendimiento económico para la empresa.

Autoconsumos de los distintos equipos que actúan en la planta y según el marco que establece el Real Decreto 661/2007 se diferenciará entre consumos propios a la generación y los consumos que se asumen de no generación. Se propondrá el modo de alimentación de cada uno de ellos ya sea a través de la energía producida por el alternador o por una línea de abastecimiento externa.

Estrategia de consumo de gas natural con respecto a lo establecido en el Real Decreto. Para cumplir con este objetivo el consumo de gas merece un estudio detallado y preciso para maximizar la producción en caso de necesidad.

Modos de operación que tienen las plantas, se realizará un estudio y se tratarán de optimizar en función de los distintos escenarios de climatología o estado de la unidad que se puedan plantear.

Ampliación de la planta Soluz-Guzmán de un sistema de almacenamiento de energía con sales fundidas realizándose un estudio económico de la inversión y analizándose su viabilidad. Este estudio merecerá especial atención ya que un sistema de almacenamiento de energía con sales fundidas permite la generación de energía en períodos de baja radiación solar o después de la puesta de sol.

Resultados Autoconsumos Con respecto a la optimización de los equipos del bloque de potencia se opta por el uso de un grupo turbina-generador de 55MW, dado que a pesar de ser más costoso se alimenta a los consumos propios de generación de la planta estimados de un 9,77% y a los altos niveles de eficiencia que presenta. En cuanto a los motores de las bombas de agua de alimentación, bombas de HTF, bomba auxiliar de HTF, motores de torres de refrigeración se ha optado por aquellos que presenten un menor valor de pérdidas traducido en un mayor rendimiento. En el caso del transformador auxiliar se ha optado por un equipo robusto en el que se barajaron dos ofertas. Una más barata respecto a la otra pero con mayor número de pérdidas. Se realizó un estudio de capitalización de pérdidas en el que se contemplaban los años de vida útil de la planta. Se llegó al resultado de que a pesar de ser un equipo más caro el que garantizaba menor número de pérdidas es el que mejor resultado económico presentaba. Los variadores de velocidad por exigencias de la propiedad se requería ventilación redundante de los equipos. Ninguno de los ofertantes fue capaz de incluir ventilación redundante aunque se optó por un sistema que garantizase la mínima refrigeración.

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Modos de operación Al tratarse de una planta sin sistema de almacenamiento de energía la correcta operación de la planta es más compleja de realizar si se quiere optimizar el resultado final. Es por ello que los modos de operación deben estar bien definidos y deben contemplar todos los posibles escenarios debidos a climatología y operación. Para que el operador sepa qué modo aplicar para qué escenario deben ser claros de identificar y no dejar sin definir ningún escenario. Los modos de operación estudiados y descritos se adaptan a todos los posibles escenarios y de su correcta aplicación dependerá enormemente el resultado de explotar la planta. Estudio de la viabilidad económica de la ampliación de un sistema de almacenamiento de energía con sales fundidas Debido al valor que aporta un sistema de almacenamiento con sales se ha realizado un estudio de viabilidad económica para su inclusión en la planta de Soluz-Guzmán. Se realizó un estudio de sensibilidad en el que se analizaron las siguientes variables:

Nivel de ingresos.

Gastos de OPEX.

Coste de financiación.

Años de amortización. Los valores de TIR para los escenarios más probables, con pequeñas variaciones respecto al caso inicial, indican que la TIR entre un 41% a un 30% lo cual son valores aceptables y comunes para proyectos de esta envergadura y este nivel de apalancamiento. Estudio de la estrategia de consumo de gas natural. Se estudiaron tres escenarios posibles:

Estrategia A: Calderas a 100% de carga.

Estrategia B: Ayuda en el arranque y prolongación de la parada.

Estrategia C: Maximización en producción.

Se estableció un orden de prioridad para estudiar en qué horas del día de los escenarios estudiados se consumirá gas natural. El orden de prioridad fue el siguiente:

Primero: según la estrategia a seguir, A, B o C.

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Segundo: considerando la curva eficiencia/nivel de carga se ha optado por

dar prioridad a los puntos en los que la pendiente de dicha curva es más pronunciada. Con una pendiente más pronunciada el consumo del gas resultó ser más provechoso.

La energía aportada por las calderas siguiendo las tres estrategias fueron:

Se obtuvo una energía eléctrica bruta producida por el campo solar y la hibridación del gas natural de:

Con lo que la Estrategia C resultó ser la más optimizada obteniendo el mayor consumo de gas para la producción de un 15% del total de la energía eléctrica de la planta.

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Abstract Legal, Royal Decree 661/2007. This Royal Decree implements the principles laid down in Law 54/1997 of 27 November, the electricity sector by ensuring that operators within the special regime a reasonable return on their investments and electricity consumers also fair allocation of costs incurred electrical system, but are encouraged to participate in the market. Besides this Royal authorized by hybridizing the possibility of using gas for maintaining the temperature of the heat transfer fluid in order to compensate for lack of irradiance that may affect the energy generated. By that decree limiting the use of gas as a fuel to 15% of the total output of electricity provided to establish an energy-counter market or 12% of total electricity production by setting regulated tariff.

Plants Enerstar Soluz-Guzman and Villena.

Plants Soluz-Guzman and Villena Enerstar FCC group ownership are in advanced stage of construction. Both power plants 50MWe net installed. The solar field at both plants will consist of parallel loops of parabolic equipped with a sun tracking mechanism at all times to direct solar radiation incident on the receiver tube. Following the sun from east to west, collectors reflect and concentrate sunlight about eighty times over the tubes. The heat transfer fluid is heated by solar radiation concentrated to a temperature of about 400 ° C. The units of the collectors are installed in parallel rows oriented north to south. These manifolds are endowed with a rotary motion about its longitudinal axis, which is achieved by a tracking system, whose task is to achieve an optimal positioning of the baffles. With this system maximizes the time of exposure to direct radiation from the surface waveguide. 3 plants auxiliary boilers used natural gas boiler 15MWt each net yield of 90% as auxiliary power systems for controlling the temperature of the HTF with two objectives:

Always keep the thermal fluid temperature above its freezing point 12 ° C. However, for security reasons the thermal fluid temperature is never below 65°C.

Compensate for the lack of solar radiation that could affect the planned delivery of limited energy power generation from the fuel, calculated annually, to 15% of the total annual production of electricity provided to establish an energy counter in the market or 12% if regulated rate is set (in accordance with the provisions of Royal Decree 661/2007). This compensation makes solar thermal power is manageable.

The steam turbine selected for plants, Man-Turbo model 55MWe, consists of two parts, a high pressure (HP) and a low pressure (LP). The body of high pressure superheated steam receive all the trains produced in steam generation, while the body will receive the low-pressure superheated steam. The turbine has five intermediate

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vapor extraction (four in the LP and HP in part) before discharge into the capacitor to the feed water preheating and degassing of the condensates. The electric generator plants is considered for a synchronous generator poles. The solar field will consist of technology SENERtrough for collectors composed of a central tube called torquetube, stamped arms supporting the mirrors and the absorber tube support or HEC (Collector Heat Element) forming the SCE. The size of an ACS is one hundred fifty meters. These collector assemblies, which are moved by a single hydraulic actuation system, are each made up of several segments or SCEs whose length is around twelve meters. Soluz plant-Guzman in the city of Palma del Rio Cordoba comprise a 310.406m ² effective surface of mirrors, with a total of 4,608 SCEs, which involves the installation of 96 parallel loops. The solar field is divided into four subfields with the same number of collectors (24). Exist two main oil pipeline, a drive and a return. It has provided a generation of electric resource kWhe 108,543,267 / year by hybridization of the solar resource with 15% natural gas and kWhe 104,519,291 / year by hybridization of the solar resource with 12% natural gas. Villena Enerstar plant located in the Alicante town of Villena comprise an effective surface mirrors 339.506m ² with a total of 5,040 SCEs, which involves the installation of 105 parallel loops 91 in U-configuration and 14 in W. The U-shaped configuration consists of four parallel SCA two to two and four SCA W in parallel. The solar field is divided into 5 subfields. Exist two main oil pipeline, a drive and a return. It has provided a generation of electric resource 103.906.371kWhe/año by hybridization of the solar resource with 15% natural gas and 100.036.977kWhe/año by hybridization of the solar resource with 12% natural gas. As the years such employees to reach these production results detailing own consumption of the plant, the estimated natural gas consumption, modes of operation and possible expansion of an energy storage system. Results Auto consumption With regard to the optimization of the equipment of the power block is chosen by the use of a turbine-generator group 55MW, since despite being more expensive is fed to the own consumption of the plant generating an estimated 9, 77% and high levels of efficiency that arises. As for the pump motors feedwater pumps, HTF, HTF auxiliary pump, engine cooling towers has been chosen by those who present a lower value of losses resulted in increased performance. In the case of the auxiliary transformer has chosen a strong team in which two bids were considered. A cheaper relative to each other but with a greater number of losses. A study capitalization of losses which provided for the useful life of the plant. He came

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to the conclusion that despite being more expensive equipment which ensured fewer losses is the best economic result presented. The variable speed requirements of the property is required redundant ventilation equipment. None of the bidders was able to include redundant ventilation but opted for a system that guaranteed the minimum cooling. Operation modes Being a plant without energy storage system for proper operation of the plant is more complex to do if you want to optimize the final result. That is why the operating modes must be well defined and should address all possible scenarios and operation due to weather. For the operator knows how to apply what stage should be clear to identify and not be left out any scenario. The operation modes studied and described are adapted to all possible scenarios and their correct application depends greatly the result of exploiting the plant. Study of the economic feasibility of the extension of an energy storage system using molten salts. Due to the value provided by a salt storage system has made a study of economic feasibility for inclusion in plant Soluz-Guzman. We performed a sensitivity study which analyzed the following variables: • Level of income. • OPEX costs. • Cost of financing. • Years of amortization. TIR values for the most likely scenarios, with small variations from the initial case, indicate that the IRR from 41% to 30% which are acceptable values and common for projects of this magnitude and this level of leverage. Study strategy natural gas consumption. We studied three possible scenarios:

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• Strategy A: Boilers at 100% load. • Strategy B: Help in starting and prolonging the stop. • Strategy C: Maximizing production. Established a priority order to study at what time of day of the scenarios studied consume natural gas. The order of priority was as follows: • First, as the strategy to follow, A, B or C. • Second, considering the efficiency curve / load level has been chosen to prioritize the points where the slope of the curve is steeper. With a steeper slope of the gas consumption was more profitable. The energy from the boiler following the three strategies were:

We obtained a gross electric power produced by the solar field and the hybridization of natural gas:

Thereby Strategy C was the most optimized obtaining increased consumption of gas for 15% of the total electric power plant.

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Capítulo 1. Introducción y planteamiento del proyecto 1. Objetivo del proyecto El objetivo del proyecto es maximizar el resultado económico de las plantas termosolares Soluz Guzmán (Córdoba) y Enerstar Villena (Alicante), ambas propiedad del grupo FCC durante su vida útil. Ambas plantas poseen tecnología Colector Cilindro-Parabólico con hibridación de gas natural y sin sistema de almacenamiento de energía de sales fundidas. Con el fin de abordar el objetivo del proyecto se estudiarán mejoras a nivel de diseño y estrategia de operación que permitirán maximizar el resultado económico de las plantas. Ambas plantas tienen configuraciones homólogas por lo que se estudiarán las mejoras para una planta termosolar tipo que posteriormente permita la implantación de los resultados sobre las plantas objeto del estudio. Según el contrato EPC-llave en mano (Engineering, Procurement and Construction) las plantas deben cumplir unos rendimientos al año equivalentes a una determinada energía neta vertida a red. 2. Motivación del proyecto El parque solar termoeléctrico en España cuenta con 61 plantas de las cuales 23 están en operación 26 están en fase de construcción avanzada y 12 están en preasignadas contando para finales de 2013 de una potencia total instalada de 2.525,30 MW y una producción estimada de 7.548GWh/año. A partir de los años tipo empleados para llegar a los resultados de producción se detallarán los autoconsumos de la planta, el consumo de gas natural estimado, los modos de operación y la posible ampliación de un sistema de almacenamiento de energía. Debido a la existencia de penalizaciones impuestas en el contrato EPC el contratista se ve en la obligación de cumplir objetivos de rendimiento técnico de la instalación. Este rendimiento técnico se traduce en unos valores de producción garantizados. Para ello el contratista debe de elaborar un plan exhaustivo de los recursos y capacidades desde la fase de diseño de ingeniería hasta la recepción definitiva por parte de la propiedad. 3. Descripción funcional general de una planta termosolar Una central térmica solar o central termosolar es una instalación industrial en la que, a partir del calentamiento de un fluido térmico mediante radiación solar y su uso en un

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ciclo termodinámico convencional, se produce la potencia necesaria para mover un alternador para generación de energía eléctrica. La energía solar termoeléctrica es gestionable y puede verter electricidad al sistema incluso en momentos en los que no se dispone de radiación solar haciendo uso de los sistemas de almacenamiento o de hibridación de las centrales. Esta característica dota a la solar termoeléctrica de una mayor flexibilidad frente a otras tecnologías renovables resolviendo en parte el problema de la imposibilidad de almacenar la energía eléctrica, contribuyendo así facilitar la gestión del seguimiento de la demanda por parte del operador del sistema eléctrico. Adicionalmente, la interfaz con la red en las centrales termosolares la constituyen equipos generadores de gran inercia mecánica que contribuyen a su estabilidad en el caso de incidencias de corta duración.

Figura 1.1 Esquema planta termosolar

3.1 Campo solar La función del Sistema Campo de Colectores Cilindro-Parabólicos (CCP’s) es calentar aceite térmico (HTF) produciendo un caudal suficiente de aceite térmico caliente de manera que se aporte la potencia térmica requerida por el Sistema de Generación de Vapor. El calentamiento del aceite se realiza concentrando radiación solar directa sobre tubos absorbedores mediante el uso de espejos. El Sistema Campo de CCP’s está formado por el conjunto de Sistemas Lazo de Campo Solar, el Sistema de Tuberías de Reparto (Headers) de aceite térmico frío y caliente y el conjunto de Sistemas de Seguimiento. El Campo de CCP’s estará compuesto por lazos de colectores y todos sus elementos de interconexión y está dividido en sub campos.

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Figura 1.2 Vista aérea Soluz Guzmán

El circuito de aceite térmico de cada uno de los sub campos del Campo Solar estará equilibrado hidráulicamente mediante válvulas regulación a la salida de cada lazo de CCP’s. El Campo Solar funciona gracia a un Sistema de Seguimiento que estará constituido por un controlador local y un sistema de accionamiento. El Sistema de Seguimiento se encarga de mover cada colector cilindro parabólico para que este siga al Sol en su trayectoria en un solo eje y de forma discontinua. Tendrá una precisión y una resolución tal que se maximice la radiación reflejada en el foco de la parábola en todo momento. Cada Colector Cilindro-Parabólico (CCP) cuenta con un controlador independiente que está provisto de un módulo de comunicación que permite monitorizar la operación desde el Sistema de Control Distribuido (SCD). Desde el SCD se podrán activar las órdenes necesarias para que cada colector realice, de forma general:

Ir a seguimiento solar;

Ir a posición de abatimiento;

Ir a posición segura;

Ir a posición de mantenimiento;

Ir a posición fija;

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Ir a seguimiento desfasado;

Ir a desenfoque de emergencia;

Ir a enfoque;

Puesta a cero;

Sin orden. El sistema de lazos del campo solar está formado por los siguientes elementos:

Los Lazos son cada uno de los conjuntos de colectores y espejos que forman el campo. Están formados por una tubería de aceite (tubo o colector absorbedor) de unos 600 metros que nace y muere en otros colectores perpendiculares a los lazos que constituyen el Sistema de Tuberías de Reparto (que se llaman headers), los espejos que concentran la radiación en el tubo colector y la estructura que soporta los tubos y los espejos y que mediante un motor y la instrumentación correspondiente permite girar los espejos según el avance solar;

El elemento unitario estructural con sus espejos correspondientes de cada lazo es el SCE que mide unos 12 metros;

Los SCE se unen de 12 en 12 formando un SCA que tiene un motor en el centro para mover esos 12 x12 metros de espejos unidos estructuralmente y que tiene apoyos cada 12 metros que son los que hay que anclar a los pilotes;

Un lazo está formado por 4 SCA de modo que cada lazo tiene una longitud aproximada de 600 metros;

Según su disposición podrán ser en U o en W. Los lazos en U son dos alineaciones de 2 SCA cada una con un total de 300 metros de ida y 300 de vuelta. Los lazos en W están formados, como todos los lazos, por 4 SCA pero los 4 se disponen en paralelo (4 tramos de 150 metros);

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Fig. 1.3 Disposición lazo en U y W

Los Lazos se comunican desde sus respectivos LOCs (Local Control Box) con el centro de control que gestiona el Campo Solar Existen diferentes tipos de apoyos en los lazos:

Drive pylon: o Pilar Motriz, es el encargado de apuntar los colectores hacia el sol, siguiendo su movimiento de Este a Oeste. En él se instala tanto el sistema de actuación hidráulico, como el LOC y la instrumentación necesaria para la operación del SCA;

Middle-End-Shared pylons: pilares intermedios, finales y compartidos, son estructuras de celosía encargadas de soportar los SCEs en su sitio además de permitirles el giro sobre su eje.

Se empleará aceite térmico tipo ‘Dowtherm A’ o similar. Los espejos cilíndricos parabólicos estarán formados por un vidrio de bajo contenido en hierro de un espesor de unos 4mm y una capa de alta reflectividad en la parte posterior. Los tubos absorbedores estarán formados por un tubo interno de acero inoxidable por el que circula el fluido caloportador. A su vez, se encontrará cubierto por otro tubo de vidrio, que mantendrá un vacío que hace de aislante térmico. Su índice de absorción es superior al 0,94, y su emisividad a 400º C es inferior a 0,10.

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La planta dispone de dos sistemas de alimentación ininterrumpida y un grupo de emergencia. Uno de los sistemas de alimentación ininterrumpida actúa sobre los equipos de la isla de potencia mientras que el otro que actúa sobre el campo solar. En caso de producirse una falta de tensión en la planta entraría el SAI del bloque de potencia para la alimentación de los controladores de la planta al tiempo que se inicia el arranque del grupo electrógeno; y por otro lado, ante una falta de tensión en el campo solar los colectores desenfocarían 2º mediante el propio acumulador del grupo hidráulico, y entraría el SAI del campo solar que desenfocaría los colectores 10º con el fin de conseguir que la temperatura del aceite no supere 400º C. Una vez el grupo electrógeno haya alcanzado el régimen de funcionamiento arrancarían los equipos vitales de la planta como son las bombas de refrigeración de circuito cerrado y circuito abierto, bomba auxiliar de HTF que mantendrá un caudal mínimo de HTF a través del campo solar y otros servicios como son los traceados eléctricos y la iluminación de emergencia. 3.2 Turbina de Vapor La función de la turbina de vapor consiste en transformar la energía del vapor generado en energía mecánica que propulsa el generador eléctrico para producir electricidad. Mediante extracciones de vapor de la turbina a diferentes niveles de presión se precalienta además el agua de alimentación para incrementar el rendimiento del ciclo Rankine de agua-vapor en que se basa el ciclo térmico de esta planta. La turbina de vapor seleccionada para la Planta, modelo MAN-Turbo de 55MWe, está constituida por 2 cuerpos, uno de alta presión (HP) y otro de baja presión (LP). El cuerpo de alta presión recibirá todo el vapor sobrecalentado producido en los 2 trenes de generación de vapor, mientras que el cuerpo de baja presión recibirá el vapor recalentado. Como se ha indicado, para aumentar el rendimiento del ciclo de Rankine, la turbina dispondrá de 5 extracciones de vapor intermedias (3 en la parte de LP y 2 en la parte de HP) antes de la descarga hacia el condensador, para el precalentamiento del agua de alimentación y la desgasificación de los condensados. Los dos cuerpos de la turbina (el de HP y el de LP) están acoplados axialmente al eje del generador. El cuerpo de alta presión se acopla mediante una caja de engranajes reductores para adecuar la velocidad de rotación de la turbina a la del generador. El cuerpo de baja se acopla directamente al eje del generador. El cuerpo de alta presión admite el vapor sobrecalentado del generador de vapor, donde se expande hasta la presión de operación de la turbina de baja presión. El vapor de baja presión que sale del cuerpo de alta presión se conduce al sistema de

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generación de vapor para su recalentamiento en un recalentador. Una vez recalentado vuelve a las condiciones de temperatura y presión requeridas y se introduce en el cuerpo de baja presión de la turbina de vapor. El vapor cede su energía útil en la turbina para la generación de energía mecánica y finalmente sale axialmente de la turbina a la presión del condensador. La función principal del sistema de vapor y bypass es conducir el vapor producido en el generador de vapor a la turbina de vapor. Las funciones para las que ha sido diseñado el Sistema de Vapor y By-pass son las que a continuación se indican:

Suministrar vapor desde el sobrecalentador del generador de vapor al cuerpo de alta presión de la turbina de vapor, donde se produce la primera expansión del mismo;

Una vez que el vapor se ha expansionado en la turbina de alta presión, conducirlo nuevamente al recalentador donde es recalentado;

Suministrar vapor al cuerpo de baja presión de la turbina de vapor desde el recalentador del generador de vapor;

Suministrar vapor principal al colector de vapor auxiliar durante la operación normal del grupo;

Suministrar vapor a los precalentadores de baja presión, alta presión y desgasificador;

Recogida y envío del condensado formado en las distintas líneas de vapor al tanque atmosférico de drenajes (para su posterior recuperación en el condensador) o al tanque de expansión del condensador;

Facilitar la operación y disminuir los tiempos de arranque en frío o en caliente de la unidad, al alcanzarse con mayor rapidez y menores tensiones en los materiales las temperaturas de vapor requeridas por el generador de vapor y la turbina;

Absorber rechazos de carga de la turbina de vapor. 3.3 Sistema de condensación El vapor expandido en el cuerpo de baja presión de la turbina se descarga axialmente en un condensador refrigerado por el sistema de agua de circulación. El condensador está compuesto por tubos y placas tubulares de titanio.

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El sistema de bombeo de condensados se encargan de extraer los condensados del pozo caliente del condensador e impulsarlos hacia los 3 calentadores de Baja presión. Dicho sistema de bombeo estará formado por 3 bombas del 75% de capacidad cada una, estando dos en funcionamiento y otra en reserva. Los 3 intercambiadores de BP se alimentarán mediante 3 extracciones de la sección de BP de la turbina de vapor. Las funciones para las que ha sido diseñado el Sistema de Condensado son las que a continuación se indican:

Condensar el vapor de escape del cuerpo de baja presión de la turbina de vapor. Esta función se realiza dentro del Condensador, actuando el agua que circula por el interior de los tubos como foco frío;

Condensar el vapor procedente de las válvulas de by-pass de baja presión, y de la válvula de descarga de flujo inverso, en secuencias de arranque, rechazo de carga o disparo;

Absorber los aportes procedentes de los diversos sistemas del ciclo que son conducidos al Condensador;

Extraer el aire y los gases incondensables mediante el sistema de vacío del condensador;

Impulsar el condensado desde el pozo caliente del Condensador, mediante las Bombas de Condensado y a través de los precalentadores de baja presión, hasta el desgasificador;

Llenado de líneas del Sistema de Agua de Alimentación, previo al encendido del generador de vapor y llenado de impulsiones de bombas;

El condensado se utilizará, en este recorrido hacía el desgasificador, como fluido refrigerante en el Condensador de Vapor de Sellado de turbina, situado en el colector de descarga de las Bombas de Condensado, y así asegurar el vacío necesario para mantener el sellado de la turbina de vapor;

Reponer las pérdidas de agua del ciclo, con el aporte de agua tratada al Condensador procedente del Tanque de Almacenamiento de Condensado, mediante las Bombas de Aporte Normal y de Emergencia (2 x 100%);

Suministrar condensado a los siguientes equipos y sistemas:

o Al Tanque Atmosférico de drenajes;

o Al Tanque de Expansión del Condensador;

o Al sistema de atomización de agua al Condensador (water curtain);

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o Al sistema de enfriamiento de la campana de escape del cuerpo de baja

presión de la turbina de vapor (hood spray);

o Al Sistema de Dosificación Química;

o A las Bombas de Vacío del Condensador;

o A las válvulas del ciclo que necesitan sellado;

o Sellado de las propias Bombas;

o A las válvulas de by-pass del vapor de baja presión para atemperación;

o Al atemperador de Vapor de Sellado;

3.4 Sistema de vapor y by-pass Se incluirán tres (3) Bombas de Condensado centrífugas horizontales segmentadas del 75% de capacidad cada una que aspirarán del pozo caliente del Condensador e impulsarán el condensado hacia el desgasificador a través de los calentadores de Baja Presión LP. Las bombas de condensados dispondrán de un variador de frecuencia cada una. Tras obtener el condensado proveniente del Condensador, se dirigirá hacia el condensador de vapor de sellos y tres (3) Calentadores de Agua de Baja Presión LP con el fin de precalentar el agua de alimentación previo almacenamiento en el Desgasificador. La temperatura alcanzada a la salida del conjunto de calentadores será la correspondiente a la temperatura de saturación a la presión del desgasificador. El vapor mediante el cual se alimentará a los calentadores se obtendrá a partir de tres extracciones en la sección de Baja Presión de la Turbina de Vapor. 3.5 Engranaje reductor El propósito del engranaje reductor incorporado al equipo será permitir una adecuada transmisión de la potencia mecánica entre ambos elementos y que tanto la turbina como el generador eléctrico tengan velocidades diferentes, cada una de ellas optimizada. 3.6 El grupo turbo-generador El grupo turbo-generador comprende:

Turbina de vapor de alta presión;

Turbina de vapor de baja presión;

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Generador;

Caja de engranajes reductores para acoplamiento del generador;

Válvulas de admisión y control;

Sistema de control;

Sistema hidráulico;

Sistema de lubricación;

Virador motorizado y manual;

Otros sistemas accesorios y auxiliares;

o Sistema de generación de vapor;

3.7 Sistema de generación de vapor Las funciones del Sistema de Generación de Vapor son:

Durante la operación normal:

o Producir vapor principal mediante el calentamiento del agua de alimentación utilizando como fuente de calor el aceite térmico del campo solar;

o Subir el nivel térmico del vapor recalentado frío que proviene de la turbina de vapor, convirtiéndolo en vapor recalentado caliente, utilizando como fuente de calor el aceite térmico del campo solar o Mantener el nivel de agua en los evaporadores absorbiendo fluctuaciones de nivel debidas a cambios de carga térmica aportada por el campo solar, cambios de demanda de vapor, presiones y caudal de agua entrante en el calderón del evaporador de fluido térmico;

o Controlar la calidad de agua en los evaporadores mediante la purga

continua;

o Conducir la purga intermitente. La purga intermitente se utiliza para evacuar los sólidos que se acumulan en los evaporadores de forma periódica;

o Proteger el circuito lado aceite de una sobrepresión por rotura de tubos del lado agua dentro de los intercambiadores de calor;

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Durante los arranques del ciclo:

o Controlar los niveles de agua en los calderines de evaporadores mediante la purga de arranque para controlar el nivel de los calderines en el punto de ajuste de arranque.

Durante cualquier modo de operación de los generadores de vapor:

o Controlar la calidad del agua del ciclo, mediante la toma de muestras localizadas en el generador de vapor.

La regulación de los Generadores de Vapor se realizará mediante válvulas de Control. Dentro de este sub apartado se describe todo el sistema de intercambio térmico entre el fluido de transferencia de calor (HTF) y el fluido bifásico agua-vapor que conforma el ciclo Rankine con recalentamiento que permite la producción de energía en la turbina de vapor. Este sistema estará compuesto por dos (2) Trenes de Generación de Vapor en paralelo del 50% de capacidad cada uno, formados por intercambiadores de carcasa y tubos incluyendo los Generadores de Vapor. Cada tren estará constituido por los siguientes equipos, conectados entre sí en serie:

Un precalentador de agua de alimentación;

Un generador de vapor (o evaporador);

Un sobrecalentador.

En paralelo a ellos, se situará un Recalentador por cada tren, al que se conducirá el vapor procedente de la descarga del escalonamiento de alta presión de la Turbina. Los equipos del circuito de generación de vapor se emplean para precalentar el agua de alimentación y para generar, sobrecalentar y recalentar el vapor que será conducido a la Turbina-Generador de Vapor. El calor intercambiado en los equipos es cedido por el Fluido Térmico. El vapor procedente de la descarga del escalonamiento de alta presión de la Turbina llega a los dos recalentadores, situados en paralelo, donde es recalentado por intercambio con aceite térmico procedente del campo solar. Los recalentadores son intercambiadores de calor de tipo carcasa y tubos. La purga de los generadores de vapor es conducida mediante un sistema de tuberías a un Tanque de Purga Continua y a un Tanque de Purgas Intermitente. A la salida del tren de generación de vapor, el aceite procedente de ambos trenes, se mezcla y se

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conduce mediante un sistema de tuberías hacia el sistema de expansión de Fluido Térmico. El vapor sobrecalentado hasta los parámetros requeridos es conducido a la turbina de vapor a través del colector de alta presión. La turbina de vapor opera a presión deslizante; con carga máxima de la turbina, el vapor es generado a la máxima presión y con carga mínima la presión de vapor disminuye. El vapor recalentado es suministrado a la sección de baja presión de la turbina de vapor. El precalentador de agua de alimentación será un intercambiador horizontal de carcasa. El agua de alimentación circulará por el lado tubos y el fluido térmico por el lado carcasa. El generador de vapor será también un intercambiador horizontal de carcasa y tubos tipo TEMA. El agua de alimentación / vapor circulará por el lado carcasa y el fluido térmico por el lado tubos. El sobrecalentador de vapor será un intercambiador horizontal de carcasa y tubos. El vapor circulará por el lado tubos y el fluido térmico por el lado carcasa. Cada recalentador consistirá en un intercambiador. El fluido térmico circulará por el lado carcasa y el vapor por el lado tubos. 3.8 Sistema de agua de alimentación. Las funciones para las que ha sido diseñado el Sistema de Agua de Alimentación son las que a continuación se indican:

Aporte de agua al generador de vapor a través de sus respectivos precalentadores;

Aporte de agua para atemperación del vapor de by-pass de Alta Presión (AP);

Aporte de agua para atemperación del vapor del colector de vapor de Baja Presión (LP);

Aporte de agua a la caldera auxiliar de vapor de sellos;

Eliminar los gases incondensables disueltos en el agua de alimentación en el desgasificador.

Se incluyen dentro del sistema los siguientes equipos:

Tres Bombas de agua de alimentación de alta presión (3 x 50%);

Tanque de almacenamiento de agua de alimentación con desaireador;

Dos Bombas Auxiliares de Agua de Alimentación;

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Dos precalentadores de agua de alimentación de alta presión;

Tuberías, válvulas y accesorios, necesarios para la interconexión de los equipos y el correcto funcionamiento del sistema.

Con el objeto de eliminar los gases incondensables disueltos, generalmente O2 y CO2, en la corriente de agua de alimentación a los Trenes de Generación de Vapor, se procederá a la instalación de:

Cabeza Desgasificadora

Depósito de Almacenamiento de Agua Desgasificada (Tanque de Agua de Alimentación).

La cabeza desgasificadora contará con dos zonas de desgasificación y de un dispositivo de purga de incondensables. El agua a desgasificar se introduce en la cabeza desgasificadora por la parte superior, a través de unas boquillas pulverizadoras, que atomizarán el agua en el seno de la cabeza desgasificadora. De esta manera, el agua alcanza rápidamente la temperatura de servicio y se realiza la primera desgasificación; donde la mayor parte del oxígeno será eliminada. A continuación, el agua pasa a la segunda zona de desgasificación, la cámara de mezcla. Esta cámara constará de dos cuerpos concéntricos: el cuerpo exterior que está comunicado con la llegada de vapor y el interior, que está perforado para permitir el paso del vapor que en ascensión hacia la cabeza desgasificadora se pone en contacto por segunda vez con el agua desgasificada y reduce aún más el contenido en gases incondensables. El vapor que no ha llegado a condensarse, juntamente con los incondensables (O2, CO2, etc.) llega a la parte superior de la cabeza desgasificadora, donde existirá un serpentín refrigerado por el agua de entrada. En este serpentín se condensará la mayor parte del vapor, descargando al exterior solamente los incondensables, con un mínimo arrastre de vapor. Tanto la Cabeza desgasificadora como el Depósito de Almacenamiento de Agua tendrán unas dimensiones apropiadas para su correcto funcionamiento. Irán dotados de un sobre espesor de corrosión suficiente y se fabricarán con los materiales adecuados para su correcto funcionamiento durante la vida útil de la planta. Se instalará un conjunto de tres (3) Bombas Centrífugas de Agua de Alimentación conectadas a la salida del Tanque de Alimentación de Agua con una capacidad del 50% cada una de manera que en el modo de operación una de ellas permanezca en reserva. Las bombas succionarán el agua de alimentación del tanque del desgasificador para enviarlas al generador de vapor, a través de dos calentadores de agua de alta presión. El conjunto de bombeo impulsará el caudal necesario en condiciones de operación

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nominales y de diseño ajustándolo en todo momento a la demanda del generador de vapor. Se instalarán dos (2) Bombas Auxiliares de Agua de Alimentación al 100% de capacidad cada una que impulsará el caudal necesario hacia la caldera de vapor de sellos. Previa a la entrada de los Trenes de Generación de Vapor se incorporarán dos (2) Calentadores de Agua de Alta Presión que incrementarán la temperatura de entrada del agua al tren de generación hasta 250º C aproximadamente mediante la aportación de vapor de alta presión obtenido a partir de dos extracciones a realizar en el cuerpo de alta presión de la Turbina de Vapor. El drenaje del precalentador de más alta presión es conducido al precalentador de menor presión a través de las válvulas de drenaje, que están controladas por el nivel en el precalentador. El condensado generado por este proceso en el precalentador de menor presión, es transportado al tanque de agua de alimentación (desgasificador) por las válvulas de drenaje, que estarán controladas por el nivel en dicho precalentador. 3.9 Sistema de agua de circulación. Las funciones para las que ha sido diseñado el sistema son:

Refrigerar el Condensador principal de la planta, transfiriendo la carga térmica al agua circulante;

Enfriar el agua del circuito de circulación mediante transferencia térmica y de masa en una Torre de Refrigeración;

Impulsar el agua desde las Bombas hasta los rociadores de las Torres, pasando por el Condensador. El agua desde los rociadores de las Torres caerá por gravedad a la Balsa de las Torres y de allí pasará a la Cántara;

Refrigerar el agua del circuito abierto de refrigeración de componentes que es impulsada por Bombas que no pertenecen a este sistema e inyectada en las tuberías de retorno de agua de circulación;

Limpieza de los tubos del condensador de la turbina de vapor. El sistema de agua de circulación está constituido por un circuito que capta agua en la Balsa de las Torres de Refrigeración y la envía a los tubos del condensador donde se carga térmicamente, y lo devuelve a las Torres de Refrigeración donde se realizará el enfriamiento. El sistema de agua de circulación está formado por las torres de refrigeración que estarán formados por un número de celdas a definir posteriormente, de tipo flujo a contracorriente, y de tiro forzado. El objetivo de las torres es el de disipar el calor del condensador y del sistema auxiliar de refrigeración.

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En cuanto a su funcionamiento, el aire será introducido desde la parte inferior de la torre inducido por el tiro del ventilador, circulará a través del relleno contra la corriente vertical de agua y será descargada a la atmósfera a gran velocidad. El agua, que será pulverizada desde la parte superior de las torres mediante unas boquillas anchas construidas de PVC, caerá sin presión para así facilitar el reparto uniforme por la celda. El relleno estará formado por hojas de PVC agrupadas en módulos que cubren toda la superficie de la torre. El agua se distribuirá por todas las láminas en una fina película y el calor será transferido al aire principalmente por evaporación. Este material es químicamente estable y biológicamente inerte, ofreciendo baja resistencia la configuración al paso del aire, y favoreciendo el íntimo contacto entre el aire y el agua, a fin de mejorar la transmisión de calor. El ventilador será de tipo axial con aspas de aluminio o PRFV. Los motores de los ventiladores estarán colocados en el exterior de la celda húmeda. Un tanto por ciento del agua que circula por el circuito necesita ser purgada para mantener los límites de conductividad. Esta agua se repondrá mediante la adición de agua de aporte. Se ejecutará además una balsa de hormigón común a todas las celdas que permita tener una autonomía a definir, sin aportes externo de agua.

Bombas de Agua de Circulación: 4 bombas centrífugas suministrando el 33% del caudal requerido por el condensador a la potencia de salida máxima de la turbina se encargarán de enviar el agua refrigerada desde la balsa de las torres hasta la entrada del condensador, situada en la parte inferior. Disponen de un sistema de protección de bajo nivel para su parada de seguridad. El agua caliente saldrá por la parte superior del condensador en dirección hacia las Torres de Refrigeración;

Sistema de limpieza del Condensador: Permite resolver los problemas derivados del ensuciamiento y formación de incrustaciones en los tubos del condensador, introduciendo unas bolas mediante unos inyectores situados a la entrada del condensador que forzarán su paso a través de los tubos del condensador, limpiándolos por frotamiento. A la salida del condensador se localizarán unos filtros para recoger las bolas, las cuales serán limpiadas posteriormente e inyectadas de nuevo;

Inyección química: Para el mantenimiento de la calidad del agua del circuito de refrigeración se realiza un acondicionamiento químico mediante la dosificación de tres reactivos. Se propone la disposición de un depósito y dos bombas dosificadoras (una en reserva) por cada reactivo. Los reactivos utilizados son los siguientes: un producto anticorrosivo (protege contra la formación de incrustaciones y la precipitación de sólidos en suspensión), un producto biocida (elimina bacterias, hongos,…) y un producto ácido (ácido sulfúrico con el fin de descarbonatar).

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3.10 Sistema de aceite térmico El sistema de Aceite térmico es el encargado de introducir aceite mediante bombeo tanto al campo de CCP’s como al resto de equipos que lo requieran, así como de absorber las dilataciones del aceite en todo el campo solar. El aceite térmico se impulsa mediante un grupo de bombeo principal hacia el campo solar, donde a través de los CCP’s absorberá la energía procedente del sol. Dicho fluido, una vez calentado, se hará pasar por dos trenes de generación de vapor donde cederá su energía para generar vapor. El sistema de Aceite Térmico, además realiza acciones de vaciado, llenado, limpieza y recuperación de aceite. El fluido térmico será DOWTHERM-A, compuesto por difenilo y óxido de difenilo. La temperatura de congelación del fluido térmico es de 12º C. Sin embargo, se considera por motivos de seguridad la temperatura del fluido térmico nunca será inferior a 65º C. El Sistema de Fluido Térmico se divide en zona Fría y zona Caliente:

La zona Fría comienza desde la salida de los Trenes de Generación de Vapor y se extiende a través de los Depósitos de Expansión, Bombas de Circulación, Calderas Auxiliares, Colectores y hasta cada válvula de aislamiento del Circuito cerrado de Alimentación de los colectores solares. El rango de temperatura de operación normal de la zona Fría está entre 180º C y 300º C;

La zona Caliente comprende desde la entrada de cada válvula de aislamiento del circuito cerrado de alimentación de los colectores solares, a través de dichos circuitos y de sus colectores de retorno, hasta el tanque “Buffer”, extendiéndose hasta la salida de los Trenes de Generación de Vapor. El rango de temperatura de operación normal de la zona Caliente está en el orden de 393º C.

Consideraciones del Ciclo Térmico:

La rama Fría realiza un ciclo diario desde la temperatura mínima del sistema de 95º C hasta los 300º C;

La rama Caliente realiza un ciclo diario desde la temperatura mínima del sistema de 95º C hasta los 393º C;

El número total de ciclos térmicos tras los 25 años de vida de la Planta será de 20.000. Esto es aplicable para fatiga a bajo número de ciclos de los tanques, intercambiadores de calor y tuberías en las ramas Fría y Caliente.

El sistema de aceite incluirá los siguientes subsistemas:

Sistema de bombeo principal de aceite térmico;

Sistema de expansión y rebose;

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Sistema de recuperación y regeneración de aceite térmico (Sistema Ullage);

Sistema anti-congelación y caldera auxiliar;

Sistema de reparto de aceite térmico;

Sistema de amortiguación y acumulación en tanque buffer. El fluido térmico se hace circular por los colectores de cilindro parabólico del campo solar mediante el empleo de 5 bombas centrífugas en paralelo de HTF API 610Th Edition de 1 etapa, Accionamiento Eléctrico de Alta Eficiencia y Velocidad Variable (VFD). A la velocidad máxima, cada bomba deberá suministrar hasta el 25% del Fluido Térmico requerido por el Sistema de Generación de Vapor a la potencia de salida máxima de la Turbina / Generador. El modo de operación normal a plena carga será de 4 bombas en funcionamiento y 1 en espera. Con el fin de proporcionar servicio a las calderas auxiliares para el modo de funcionamiento en baja temperatura se dispondrá de 1 bomba auxiliar de HTF API 610Th Edition de 1 etapa. La bomba deberá ser capaz de suministrar caudal suficiente para prevenir una caída de temperatura de más de 30º C en el Fluido Térmico desde la entrada a la salida de los circuitos cerrados de los colectores solares cuando la temperatura de entrada es de 95º C, que es la temperatura de entrada de diseño mínima. 3.11 Sistema de Tanques de expansión y Tanque Pulmón Los tanques de expansión servirán para acomodar las expansiones y contracciones que tienen lugar debido a los cambios de temperatura que sufre el aceite térmico. El tanque buffer sirve como "acumulador de energía" para absorber los efectos negativos de la ausencia o reducción de radiación solar durante cortos transitorios en operación normal de planta. También ayuda para homogenizar la temperatura del aceite térmico procedente del los distintos cuadrantes del campo solar, antes de su entrada en el generador de vapor. Este sistema se compone de los siguientes equipos:

Tres (3) tanques de expansión;

Un (1) tanque buffer. Tras el paso del fluido por los trenes de generación se dispondrán 3 tanques de expansión. La función de los tanques es la de equilibrar presiones producidas por los cambios de temperatura del fluido térmico debido a su enfriamiento tras el paso por los intercambiadores de los trenes de generación de vapor. Todos los tanques estarán dotados de atmósfera inerte mediante la adicción de nitrógeno.

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Debajo de los tanques se encuentra el cubeto de hormigón de suficiente tamaño para contener el volumen máximo de HTF de los tanques. El hormigón está cubierto de una capa impermeable resistente a la absorción de HTF y la fosa se vacía a través de una bomba eléctrica de sumidero. El líquido aceitoso acumulado en la fosa se puede pasar a un tanque colector y el agua de lluvia se dirige a la planta de tratamiento de agua. En resumen, el Sistema de Expansión de aceite térmico será el encargado de realizar las siguientes funciones:

Absorber las dilataciones térmicas del aceite térmico en el campo solar;

Compensar las retracciones del aceite térmico reintroduciendo aceite al sistema cuando éstas ocurren;

Evitar la degradación prematura del aceite térmico;

Asegurar una presión mayor que la presión de vapor del aceite térmico;

Realización de las acciones de apoyo de vaciado y llenado de aceite térmico;

Realización de las reposiciones de HTF;

Recibir los venteos de planta. 3.12 Sistema de Ullage Debido a cambios en la temperatura del Fluido Térmico, el volumen del vapor dentro de los Tanques de Expansión también cambia. Cuando la temperatura aumenta el espacio para el volumen de vapor de Fluido Térmico disminuye. Esto provoca un incremento en la presión de los Tanques de Expansión. Para mantener la presión de trabajo dentro de los límites de diseño, la válvula de control de presión se abrirá permitiendo el paso de una parte de la mezcla gaseosa al Sistema de “Ullage” para su tratamiento, y posteriormente expulsarlo hacia la atmósfera. La mezcla de gas proveniente de los depósitos de expansión es una mezcla de nitrógeno, vapor de fluido térmico y vapores de subproductos de la degradación de fluido térmico. Con el tiempo, el fluido térmico HTF se degrada en:

Componentes de punto de ebullición alto: Los componentes de punto de ebullición alto hay que retirarlos del sistema HTF, antes de que pasen su nivel máximo de solubilidad y empiecen a precipitar en el sistema HTF. Esto se realiza en el sistema de purificación de gases. Un pequeño flujo másico caliente se envía al tanque especial flash, de purificación de gases. El vapor de HTF pasa al primer tanque de ullage y los componentes de punto de ebullición alto se

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dejan atrás para descargarse por gravedad al tanque de drenaje de purificación de gases;

Componentes de punto de ebullición bajo: se retiran del sistema por un sistema especial denominado sistema de ullage. Paulatinamente, la formación de componentes de punto de ebullición bajo aumenta la presión del sistema. Durante el calentamiento por la mañana se aumenta la presión en el tanque de expansión con la subida de la temperatura del HTF y el fluido térmico se dilata. Alcanzando su volumen máximo, hay que purgar una mezcla de nitrógeno, gases de degradación y vapor de HTF de la unidad de expansión.

La mezcla de componentes gaseosos procedentes del sistema HTF, de punto de ebullición bajo y nitrógeno, salen del primer tanque “ullage”, pasa por un segundo refrigerador y entra a un segundo tanque de ullage. La temperatura allí es baja, de modo que las componentes de punto de ebullición bajo condensan y pueden dirigirse a un tanque de drenaje de ullage para recibir tratamientos adicionales. El nitrógeno sale del segundo tanque de ullage por ventilación natural. Para ventilación del tanque de expansión, el operador, abrirá esporádicamente la válvula del sistema de alimentación de nitrógeno para dejar que algo del nitrógeno pase al tanque de expansión. Los depósitos se ventearán a la atmósfera a través del Sistema de “Ullage” compuesto por:

Un Tanque Flash del Sistema Ullage;

Un Tanque de Almacenamiento de Residuos;

Un Tanque de condensación de aceite térmico;

Un Tanque de condensación de Ligeros;

Una Bomba centrífuga de retorno del aceite térmico recuperado a los Tanques de Expansión del 100 %, según API 610;

Una Bomba centrífuga de carga del 100% de aceite témico degradado al Tanque de Almacenamiento de Residuos para su retirada por gestor autorizado;

Un Aerorrefrigerador de aceite térmico;

Un Aerocondensador de Ligeros;

Un Sistema de filtros de carbón activo, con sistema de control de la colmatación del mismo.

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Al Tanque Flash llegarán los drenajes procedentes de los Depósitos de Expansión y los venteos de las válvulas de alivio del grupo de presión de HTF. En este depósito se separarán los compuestos más pesados, que van a parar al Tanque de recogida de compuestos pesados. Por otro lado, los vapores generados en el Tanque Flash se dirigirán hasta el Tanque de Condensación de aceite térmico, junto con los venteos procedentes de los Depósitos de Expansión, que son enfriados mediante un Aerorrefrigerador de aceite térmico. Al ponerse en contacto los vapores caliente con el aceite térmico refrigerado, se produce la condensación de aceite térmico pero libre de compuestos ligeros y pesados. Este aceite recuperado se recirculará hasta los Depósitos de Expansión mediante la Bomba de Retorno de Aceite. Los vapores que no han condensado son enviados al Tanque de Condensación de Ligeros, pasando por el Aerocondensador de Ligeros. De este modo se disminuye su temperatura, condensando principalmente agua, benceno y fenol. Los nuevos condensados se dirigen también al Tanque de condensación de ligeros. Los incondensables se expulsarán al exterior, previo paso por los Filtros de Carbón Activo con objeto de minimizar las emisiones de impurezas. Para la retirada del HTF degradado desde el Tanque de Almacenamiento de Residuos, se utilizarán las Bombas de Carga de HTF. En resumen las funciones para las que será diseñado el Sistema de Limpieza y Recuperación de Aceite Térmico (Sistema Ullage) son:

Recuperación de los vapores de aceite térmico existentes en el Depósito de Expansión;

Recuperación de los vapores de aceite térmico procedentes de la separación de los componentes pesados;

Recuperación de los venteos procedentes de distintas partes de la Planta Termosolar;

Condensación y recuperación de componentes ligeros resultantes de la degradación del Aceite Térmico;

Separación de componentes pesados resultantes de la degradación del Aceite Térmico;

Envío de incondensables a la atmósfera;

Recuperación de HTF y reintroducción al sistema;

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Almacenamiento de ligeros y pesados para su posterior gestión. El sistema de ullage permitirá la recuperación de aproximadamente el 10% del caudal de aceite térmico purgado de los tanques de expansión. 3.13 Calderas auxiliares de Gas Natural La Planta utilizará 3 Calderas auxiliares de Gas Natural, de 15MWt netos y rendimiento del 90%, como sistemas de energía auxiliar para controlar la temperatura del fluido trasmisor de calor (HTF) con 2 objetivos:

Mantener siempre la temperatura del fluido térmico por encima de su punto de congelación 12º C. Sin embargo, por motivos de seguridad la temperatura del fluido térmico nunca será inferior a 65º C;

Compensar la falta de irradiación solar que pueda afectar a la entrega prevista de energía limitándose la generación eléctrica a partir de dicho combustible, en cómputo anual, a un 15% de la producción total anual de electricidad siempre que se establezca una venta libre de energía en el mercado o a un 12% si se establece tarifa regulada (De acuerdo con lo establecido en el RD 661/2007).

El gas natural será suministrado al emplazamiento en estado líquido, como Gas Natural Licuado (GNL) procediéndose a su regasificación en la Planta de Satélite de Gas Natural Licuado. El sistema de Calderas auxiliares operará en dos modos básicos, que son: Modo 1: Operación a Baja Temperatura: Este modo de operación asegurará la protección frente a congelación del aceite, que se mantendrá en circulación de forma permanente en el que una de las tres calderas entrará en operación. La temperatura de diseño de entrada a las calderas del fluido caloportador se encontrará entorno a los 65º C; y la temperatura de salida de 105º C. Una de las Calderas se pondrá en servicio una vez que la temperatura del fluido caiga por debajo de la temperatura de alarma establecida, empleándose la bomba de apoyo para hacer circular el fluido a lo largo del sistema. Modo 2: Operación a Alta Temperatura: Durante los periodos de irradiación solar baja, las Calderas Auxiliares se utilizarán para elevar la producción de energía eléctrica entrando en funcionamiento las tres calderas. La temperatura de entrada del fluido será de 290º C; y la de salida de 390º C aproximadamente. El flujo de fluido caloportador oscilará entre 25kg/s y 80kg/s y su

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temperatura de salida se controlará de acuerdo con el valor demandado establecido desde la sala de control. Para el bombeo de HTF frío hacia las calderas durante el funcionamiento en este modo, se prevé dar apoyo a la Bomba de calentamiento de HTF mediante la entrada en funcionamiento de una de las 5 Bombas Principales de HTF, ya que en operación normal, estará en funcionamiento 4 al 25%, y bombear de este modo desde el colector el aceite frío al sistema de calentadores auxiliares. 3.14 Combustible auxiliar. Gas Natural. La Planta utilizará gas natural licuado como combustible para alimentar los calentadores auxiliares de aceite. El suministro de gas natural tendrá lugar a partir de una Plataforma Satélite de Gas Natural Licuado la cual incluirá todos los equipos necesarios para su ejecución. Se indican a continuación los siguientes valores referenciales de Gas Natural,

Poder calorífico superior:

o Mínimo: 10,26kWh/Nm3

o Máximo: 13,26kWh/Nm3

Poder calorífico inferior:

o Mínimo: 9,414kWh/Nm3

o Máximo: 10,458kWh/Nm3 El caudal previsto es de 5.000 Nm3/h y el consumo anual se indica en el capítulo de Energía Producida por la Planta. 3.15 Sistemas eléctricos. El sistema eléctrico se divide en los siguientes subsistemas o equipos principales:

Línea de exportación de energía;

Línea de alimentación auxiliar;

Subestación, incluyendo el transformador elevador y equipos necesarios;

Cabinas de protección de generador;

Línea de salida del generador;

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Transformador auxiliar;

Transformador de línea auxiliar;

Sistema de distribución en baja tensión a 690 V (sistema IT);

Sistema de distribución en baja tensión a 400 V (sistema TN-S);

Sistema de corriente continúa a 220 V (sistema aislado);

Sistema de corriente alterna ininterrumpida a 400-230 V (sistema TN-S);

Grupo diesel de emergencia;

líneas aéreas de alimentación a zonas de bombeo/vertido;

Desde los diferentes sistemas eléctricos se alimentará a:

Los servicios auxiliares exclusivos de la turbina de vapor;

Los servicios auxiliares del bloque de potencia, entre los que se incluyen:

o Sistema de bombeo de agua bruta;

o Planta de tratamiento de aguas (agua bruta, agua tratada, etc.);

o Equipos de torres de refrigeración;

o Equipos de bombeo de agua y aceite;

o Equipos de las calderas auxiliares;

o Sistema de protección contra incendios;

o Sistema de dosificación química y toma de muestras;

o Sistema de aire comprimido;

o Sistema de fuerza y alumbrado;

o Sistema de traceado;

o Sistema de HVAC.

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Otros sistemas externos al bloque de potencia, entre los que se incluyen:

o El campo solar;

o La planta de gas;

o Bombeos de agua de aportación que finalmente se definan dentro del emplazamiento.

Los servicios auxiliares de no-generación, entre los que se incluyen:

o Servicios de la caseta de control de accesos;

Otros servicios (tratamiento de agua, producción de aire comprimido, producción de N2, producción de gas natural a partir de GNL, etc.)

La topología de los sistemas eléctricos es la siguiente:

El generador (11kV) de la turbina de vapor está conectado al transformador elevador y al transformador auxiliar por medio de cabinas de protección de generación;

La interconexión entre el generador y las cabinas se realizará mediante barras de fase no segregadas;

Las cabinas de protección de generación estarán compuestas por tres posiciones de interruptor automático para protección de:

o Generador;

o Transformador de unidad;

La interconexión entre las cabinas y el transformador elevador se realizará mediante barras de fase no-segregadas;

La interconexión entre las cabinas y el transformador auxiliar se realizará con cables de aislamiento seco con conductor de cobre;

Desde el transformador auxiliar se acometerá a las cabinas de servicios auxiliares (690 V) mediante barras de fase no-segregadas;

Desde las cabinas de 690 V se alimentan los consumidores de este nivel de tensión (motores principales de la planta) y los transformadores de servicio (BT/BT);

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Desde los transformadores de servicio se acometerá a las cabinas de 400 V, que disponen de dos semibarras de distribución separadas mediante un interruptor de acoplamiento. En caso de fallo de tensión en todo el sistema, una de las semibarras quedará alimentada por un grupo diesel de emergencia con capacidad suficiente para atender los servicios esenciales para una parada segura y mantenimiento de los sistemas de emergencia (corriente continua y corriente alterna ininterrumpida). Desde las cabinas de 400 V se alimentan los centros de control de motores, el panel principal de distribución de alumbrado y los sistemas de alimentación ininterrumpida;

Esta barra de servicios auxiliares dispondrá de dos alimentaciones (de cada transformador de servicios), con sus interruptores de protección además del interruptor de unión de embarrados, los cuales estarán controlados por un dispositivo de transferencia automática, con paso por “0”;

El sistema de corriente continua, de 220 V, está formado por un conjunto compuesto por dos rectificadores, una batería y un cuadro de distribución;

El sistema de corriente alterna ininterrumpida (SAI) a 400-230 V, estará formado por dos conjuntos totalmente independientes;

El sistema de bombeo/vertido estará alimentado por medio de una línea exterior o bien por el sistema de media tensión de la planta:

3.16 Sistemas auxiliares:

Sistema de agua de aportación a la planta;

Sistema de tratamiento de agua.

Desmineralización de agua.

Agua Potable.

Sistema de tratamiento de efluentes.

Sistema de aire comprimido.

Sistema de Nitrógeno.

Sistema GNL.

Sistema de refrigeración de componentes.

Sistema de vapor auxiliar.

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Sistema de drenajes y purgas.

Sistema de climatización y ventilación.

Sistema de muestreo y análisis.

Sistema de dosificación química a agua de circulación.

Sistema de protección contra incendios.

Equipos del sistema de protección contra incendios.

Protección contra incendios de áreas individuales.

Sistema de alarma.

4. Listado general de equipos y sistemas de la planta 4.1 Campo de Colectores Cilindro-Parabólicos:

Estructura metálica de soporte de espejos y tubos.

Espejos parabólicos.

Tubos absorbedores.

Sistema hidráulico de seguimiento.

Control local y remoto.

Canalizaciones eléctricas y Cableado.

Protecciones eléctricas a los equipos.

Red de piping de aceite térmico de interconexión campo solar – grupos de

bombeo.

Aislamiento

Sistema de Aceite Térmico:

Sistema de expansión de aceite térmico.

Grupo de bombeo principal de aceite térmico.

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Sistema limpieza y recuperación de aceite.

Sistema de drenajes.

Piping de interconexión.

Valvulería.

Cableado y protecciones eléctricas.

Aceite térmico para el llenado completo del sistema.

Bombas auxiliares aparte de las incluidas en el equipo principal de bombeo.

4.2 Sistema de Generación de Vapor

Sobrecalentadores.

Evaporadores.

Precalentadores.

Recalentadores.

Tanque de purga continúa.

Tanque de purga intermitente.

Piping de interconexión de aceite.

Piping de interconexión de agua/vapor.

Valvulería.

Aislamiento.

Sistema Calentadores Auxiliares de Aceite Térmico:

Calentadores.

Bombas asociadas.

Piping.

Filtros.

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4.3 Ciclo de Potencia y auxiliares de ciclo

Turbina de vapor y auxiliares.

Sistema de vapor principal y by-pass.

Sistema de condensación.

Sistema de vacío del condensador.

Sistema de agua de alimentación.

Sistema de drenajes de turbina de vapor.

Sistema de agua de circulación.

4.4 Sistemas Eléctricos

Alternador.

Compartimiento acústico.

Sistema de excitación.

Sistema de refrigeración.

Panel de protecciones y medida, comunicado con el control de turbina.

Sistema de transmisión de potencia (barras de fase aislada, celdas de neutro y

medida, interruptor de grupo).

Transformador principal.

Sistemas varios de la planta.

Transformador auxiliar y sistemas varios.

Transformadores de servicio BT/ BT.

Sistema de alimentación auxiliar (cuadros de media tensión, cuadros de baja

tensión y centros de control de motores).

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Sistema de servicios esenciales (grupo diesel de emergencia y cuadros de

distribución).

Sistema de alimentación ininterrumpida.

Sistema de corriente continúa.

Sistema de alumbrado.

Sistema de telefonía.

Sistema de protección, medida y control del equipo eléctrico.

Equipos de medida y tarificación.

Aparellaje, estructura metálica, control, protecciones, obra civil, materiales

varios, etc. de subestación.

Cableado y canalizaciones para el rutado de cables en la planta.

Red de tierras.

Protección contra sobrecargas de origen atmosférico.

Sistema de protección catódica.

Línea de distribución para la alimentación de los servicios auxiliares de no

generación.

4.5 Infraestructura de evacuación

Línea de evacuación subterránea que enlaza la isla de potencia de la Planta con la Subestación. No se contempla ninguna intervención en esta subestación más allá de la conexión del cable de llegada con los terminales existentes correspondientes.

4.6 Control e Instrumentación

Instrumentación necesaria para el buen funcionamiento de la Planta en todos sus modos de operación y seguimiento y control de todas sus variables de proceso.

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Sistema de control.

Sistemas de telecontrol y comunicaciones. 4.7 Auxiliares de Planta

Sistema de refrigeración de componentes.

Sistema de inertización con N2.

Planta Satélite de almacenamiento y gasificación de Gas Natural Licuado y

distribución hasta los puntos de consumo.

Sistema de producción y distribución de vapor auxiliar.

Sistema de producción y distribución de aire comprimido.

Sistema de pretratamiento de agua.

Sistema de desmineralización de agua.

Sistema de agua potable.

Sistema de almacenamiento y distribución de agua de servicios.

Sistema de almacenamiento y distribución de agua desmineralizada.

Sistema de recogida y evacuación de drenajes de planta.

Sistema de tratamiento de aguas

Sistema de tratamiento de efluentes

Tratamiento de aguas sanitarias.

Sistema de muestreo del ciclo agua-vapor.

Sistema de dosificación química ciclo.

Sistema de dosificación química agua de circulación.

Sistema de HVAC.


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4.8 Otros

Traceado, aislamiento y pintura de equipos y tuberías

Estaciones Meteorológicas requeridas en los protocolos establecidos para la

emisión de los Certificados de Aceptación Provisional y Definitiva.

Vallado cortavientos en el Este y Oeste para la protección de los espejos en el

campo solar.

4.9 Agua No está incluido en este documento el sistema de captación, ni la balsa de acumulación que se ejecutarán mediante otros proyectos y que se ubicarán fuera de los límites de la parcela. El agua procedente de la balsa se introducirá en un depósito a partir del cual comenzarán los diversos tratamientos de filtración y tratamiento a los cuales será sometida. La instalación incluirá los equipos de bombeo con sus respectivas casetas, bombas, alimentación eléctrica, cuadros eléctricos de protección y maniobra, y conducciones. 4.10 Tratamiento de efluentes La planta contará con una PTE, Planta de Tratamiento de Efluentes. El efluente principal de esta planta es la purga de la balsa de torres de refrigeración. El resto de los efluentes que se pueden producir se pueden clasificar en tres grupos:

Efluentes del proceso.

Aguas residuales sanitarias.

Efluentes que pueden contener residuos aceitosos/grasos/químicos. La segregación de los efluentes permitirá aplicar a cada uno el tipo de tratamiento más adecuado. Las aguas sanitarias y los efluentes que pueden contener residuos aceitosos son sometidos inicialmente, a un tratamiento específico antes de ser enviados junto al resto de los efluentes de contenido químico a la planta de tratamiento de efluentes. Las aguas sanitarias se conducirán a una estación depuradora para su tratamiento y los efluentes con residuos aceitosos a un separador de aceite.

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Las aguas pluviales se canalizarán mediante una red de drenajes a la balsa de estabilización, excepto aquellas que pudieran arrastrar residuos aceitosos que serán enviadas al separador de aceite. Los efluentes de proceso, el efluente líquido de salida de la estación depuradora, la purga de las torres de refrigeración, la fase acuosa procedente del separador de aceite y las aguas de lavado de espejos de los colectores, que se canalizarán junto con el resto de los efluentes de aguas de proceso, se recolectarán en una balsa de recogida de efluentes, para posteriormente enviarse a la planta de tratamiento de efluentes. Una vez hayan sido tratados en la planta adecuadamente se procederá a su uso o retirada fuera de la planta. 5. El proyecto EPC Bajo un contrato EPC (Engineering, Procurement and Construction), más conocido como un “llave en mano” o EPC-llave en mano se incluye el diseño de ingeniería, el aprovisionamiento de los equipos necesarios y la construcción de las instalaciones para albergar la central. Esto puede ser de forma directa o por medio de subcontratas. La propiedad o el EPC Contractror (EPCC) contratará a quien llevará a cabo el desarrollo del contrato por un precio acordado entre las partes. Según los términos pactados, transcurridos unos años de operación de la central se procederá a la recepción de ésta y a la finalización del contrato. La central se recibe lista para operación. El contratista se obliga frente al cliente o contratante, a concebir, construir y poner en funcionamiento una obra determinada que él mismo previamente ha proyectado. En este tipo de contrato el énfasis ha de ponerse en la responsabilidad global que asume el contratista frente al cliente. Otras prestaciones que siempre están presentes en los contratos “llave en mano”, formando parte de la obligación global del contratista son:

El suministro de materiales y maquinaria;

El transporte de los mismos; la realización de las obras civiles;

La instalación y montaje, y la puesta a punto y en funcionamiento de la obra proyectada.

En determinados casos, también es posible incluir en este tipo de contrato otras obligaciones posteriores a la ejecución de la obra, como la formación de personal y la asistencia técnica.

De los distintos métodos de realización de proyectos que han aparecido principalmente en el ámbito del comercio internacional, como consecuencia de los

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avances tecnológicos, el que mejor refleja las transformaciones experimentadas en este sector es sin duda el método "llave en mano". Con éste, desaparece la tradicional relación tripartita entre cliente (contratante), ingeniero y contratista, para quedar sustituida por una única relación entre cliente-contratista, en la que este último, junto a sus funciones tradicionales, asume la concepción del proyecto. "Llave en mano" es una modalidad de contratación. Para dilucidar tal concepto hay que diferenciar entre la clase de contrato, la modalidad de contratación y la forma de elegir al contratante. En cuanto al primer punto, el ámbito natural de la modalidad de contratación "llave en mano" es el contrato de obras, entonces esa será la clase de contrato: de obra, en oposición a otras clases como suministro, servicios, etc. La modalidad podrá ser tradicional o "llave en mano"; y en cuanto a la forma de elegir al contratista ésta será independiente de los factores anteriores, pudiendo usarse la licitación, libre gestión, etc. Con respecto a este último aspecto hay que considerar que el contrato EPC implica especialización del contratista así como la obligación de este de entregar un producto terminado. Para ello asume una obligación de realizar todas las prestaciones necesarias y complementarias de la obra a realizar. Lo anterior, en la mayoría de los casos puede tener como efecto que las ofertas tiendan a ser sumamente complejas por lo que se tiende a formas directas de elección del contratista. Se deben cumplir unos objetivos básicos:

Establecer un plan de desarrollo de las diferentes fases destinado a cumplir con los plazos y las fechas de finalización.

Mantener y cumplir con unos estándares de calidad que aseguren la realización de un buen proyecto.

Evaluar con precisión los costes de inversión, explotación y conducción y cumplirlos durante todo el desarrollo.

5.1 Características del contrato EPC Los dos rasgos esenciales de los contratos EPC son: 1) La fusión de las misiones de concepción y ejecución de la obra en una sola persona. 2) La obligación global asumida por el contratista frente al cliente de entregar una obra completamente equipada y en perfecto estado de funcionamiento, dotan a estos contratos de unas características particulares:

A diferencia del contrato tradicional implica la celebración de un solo y único contrato realizado entre el cliente y el contratista. Generalmente, en la selección de este tipo de contratos ejerce una influencia decisiva la tecnología implicada en el proyecto que se pretende realizar y que se va a manifestar no

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sólo en los planos y especificaciones técnicas sino también en los derechos de propiedad industrial implicados en el proceso de producción y, en determinados casos, en la formación de personal y en la asistencia técnica proporcionada por el contratista.

El hecho de que en los contratos EPC-llave en mano, el contratista asuma la concepción y la ejecución de la obra condiciona no solo el procedimiento de adjudicación del contrato, generalmente un procedimiento restringido o negociado, sino también la determinación del objeto y la función del cliente o de su ingeniero.

A diferencia de los contratos tradicionales de construcción, la elaboración detallada del proyecto tiene lugar una vez concluido el contrato, circunstancia ésta que justifica conceder al contratista un derecho a introducir modificaciones en sus planos, a su propio coste y riesgo y siempre que se respeten los parámetros contractuales acordados (calidad, cantidades de materias primas, rendimientos) sin que sea necesaria a tal efecto la propia aprobación del cliente.

Esta estructura sobre la que descansa el contrato EPC-llave en mano y que ha revolucionado ciertamente la industria de la construcción, implica a su vez una pérdida de control sobre el proyecto por parte del cliente y una reducción considerable en las funciones del ingeniero que en este tipo de contratos actúa generalmente como representante del cliente.

Finalmente, la obligación global que se deriva de los contratos EPC-llave en mano para el contratista influye de manera decisiva en la determinación del precio, que no puede ser, más que un precio alzado.

5.2 Fases del contrato EPC En términos generales cabe distinguir dos fases principales, preparación del contrato y ejecución del contrato. 5.2.1 Preparación del contrato. En esta fase se determinan los objetivos del cliente, se selecciona al contratista y se negocia con él los términos contractuales. El papel del ingeniero se limita a asesorar al cliente en cuanto:

Preparación de los documentos de invitación a la presentación de ofertas.

Comparación y selección de ofertas.

Elaborar las especificaciones generales del proyecto en las que se indicará de forma vaga e imprecisa las condiciones técnicas exigidas por el cliente sin que

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ello suponga asumir responsabilidad alguna por la concepción detallada del mismo.

5.2.2 Ejecución del contrato. Comprende el comienzo de los trabajos, el desarrollo progresivo de la obra y su completa realización, funcionamiento y aceptación. Como en los contratos "llave en mano" la descripción detallada de la obra tiene lugar durante la ejecución del contrato, de tal situación se derivan las siguientes consecuencias jurídicas:

Indeterminación del objeto del contrato al momento de otorgar el contrato, lo que se pretende suplir por medio de estándares.

Mayores derechos concedidos al contratista para modificar el proyecto siempre y cuando esté informado, revise o apruebe tales cambios, y siempre que tales modificaciones no alteren las garantías técnicas y de buena obra.

El contratista responde de las posibles lagunas y omisiones de las que pueda adolecer el proyecto y los derechos del cliente a introducir modificaciones quedan restringidos y generalmente dan lugar a una compensación de los costes en los que haya podido incurrir el contratista.

6 Energía producida por la planta Generación eléctrica bruta: Energía total eléctrica producida, medida en bornas del generador. Es la suma de la producción, tanto por recurso solar como por gas natural según el RD 661/2007, ya sea este último utilizado para garantizar el mínimo técnico de funcionamiento de la turbina de vapor, o simplemente para la operación de la planta en ausencia de radiación solar suficiente hasta alcanzar la cuota establecida.

Generación eléctrica neta: Energía eléctrica neta total producida por la planta.

Consumo Gas Natural: Energía térmica asociada al consumo total de gas natural.

Factor de disponibilidad: Cociente entre las horas máximas que la planta estaría disponible para operar menos las horas de éstas que la planta no opera y las horas máximas que la planta estaría disponible para operar en un periodo de un año.

La operación de la Planta se encuentra limitada por la cantidad de calor disponible procedente de la radiación solar, estando condicionada a la operación durante las horas del día con luz solar y a condiciones meteorológicas favorables. La potencia generada dependerá por tanto de las condiciones meteorológicas reales.

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El diseño inicial de la Planta se realizará considerando 20.000 ciclos durante los 25 años de vida útil. Durante la noche y períodos de ausencia de radiación solar la Planta se parará y mantendrá en el modo de operación “hot-stand by” que permitirá un arranque rápido una vez que el calor procedente de la radiación solar esté disponible. Se entiende que debido a la corrosión, la fatiga, el ensuciamiento y el desgaste derivados del uso normal de la planta, algunos elementos pueden tener una vida útil inferior. La disponibilidad prevista es del 97%. Esta disponibilidad está compuesta por la disponibilidad del campo solar, que será al menos del 99%, y por la disponibilidad del bloque de potencia, que será al menos del 97%. A los efectos de operación de la planta se consideran tres tipos de arranque. Se considerará arranque en frío siempre que la planta haya permanecido al menos 72 horas en parada continua. Se considerará arranque en stand-by siempre que la planta haya permanecido al menos 8 horas en parada continua pero menos de 72. Se considerará arranque en caliente siempre que la planta haya permanecido menos de 8 horas en parada continua. La planta estará diseñada para cumplir las siguientes condiciones de arranque:

Arranques fríos anuales (<=100º C): 200 aprox.

Arranques templados anuales (>240º C): 450 aprox.

Arranques calientes anuales (<2 horas de parada): 350 aprox. La planta será capaz de admitir las rampas de carga derivadas de la operación de un campo de colectores cilindro-parabólicos (CCP’s) conectado a un sistema de generación de vapor que alimenta a un ciclo de potencia. Las rampas de carga se definen para los equipos que calientan aceite térmico y para los que transfieren el calor del aceite térmico al agua/vapor que alimenta el ciclo de potencia. La rampa de carga más restrictiva en el sistema de generación de vapor es la del evaporador. Las rampas de carga máximas admisibles tanto en el lado agua/vapor como en el lado aceite serán las siguientes:

Rampa de subida de carga en evaporador: 100% carga en 50 minutos.

Rampa de bajada de carga en evaporador: 100% carga en 90 minutos. El campo de CCP’s deberá ser capaz de calentar el aceite al ritmo máximo admisible por el generador de vapor. Los sistemas auxiliares de apoyo al campo solar deben ser capaces de compensar fluctuaciones de radiación y minimizar los tiempos de arranque de la planta. Por este motivo existirán igualmente rampas máximas de carga en los sistemas de apoyo auxiliar.

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En concreto la rampa de subida de carga en calentadores de aceite será del 100% de la carga en 20 minutos. 7 Las plantas termosolares propiedad del Grupo FCC El grupo FCC es propietario de la planta termosolar Soluz Guzmán y de la planta termosolar Enerstar Villena. Ambas plantas utilizarán la radiación solar como fuente de energía primaria y el gas natural como combustible auxiliar y no incluirán sistema de almacenamiento de energía con sales fundidas. Las plantas tendrán una turbina cuya potencia neta vertida a red será de 49,9 MWe, clasificándose en el conjunto de las centrales eléctricas dentro de aquellas que emplean fuentes de energía de tipo renovable y reguladas por el Real Decreto RD 661/2007 del 25 de Mayo por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial en el que se fija una prima que da viabilidad a la ejecución de Plantas Termosolares de estas características. 7.1 La planta termosolar Soluz Guzmán 7.1.1 Ubicación La planta solar termoeléctrica Soluz Guzmán estará ubicada en el término municipal de Palma del Río (Córdoba). Geográficamente la implantación de la planta queda definida mediante los siguientes datos: Latitud: 37º 38’51.36’’ N Longitud: 5º 16’17.45’’ O Altura: 135 m 7.1.2 Datos climatológicos Los datos de la siguiente tabla se han obtenido a partir de un año meteorológico tipo ‘tmy año diseño Palma del Rio’. Dicho año meteorológico ha sido construido mediante correlaciones desarrolladas por CENER-GTER (informe ‘Estimación del recurso solar en el término municipal de Palma del Río’) en base a datos medidos por una estación meteorológica situada en el emplazamiento de la futura central y en base a datos de estaciones meteorológicas próximas al mismo.

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Tabla 1.1 Datos climatológicos Guzmán

Para el diseño el diseño de los equipos de la Planta, se considerarán los siguientes valores de temperatura, humedad y viento:

Temperatura Máxima: 40 ºC;

Temperatura Mínima: -5 ºC;

Humedad relativa Máxima: 92.3%;

Humedad relativa Mínima: 28.6%;

Temperatura bulbo húmedo mínima: -1,5 ºC;

Temperatura bulbo húmedo máxima: 26,5 ºC;

Temperatura bulbo húmedo media: 13,4 ºC;

La temperatura de bulbo húmedo de 24 ºC representa el percentil 98,4 de los datos de temperatura de bulbo húmedo para las 8760 h anuales;

Vientos dominantes en la zona: dirección ENE-NE y SW-WSW;

Rosa de los vientos de Palma del Río:

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Figura 1.4 Rosa de los vientos Palma del Río

Velocidad máxima del viento: 62 km/h;

Velocidad mediana anual del viento: 9 km/h.

Precipitaciones:

Se tienen datos de precipitaciones mensuales del periodo 1940-2008. Para este documento se han utilizado los valores medios de los 20 últimos años de medidas. Los datos más relevantes se muestran a continuación:

Máxima lluvia registrada mensual: 303 mm;

Precipitación máxima anual: 762 mm;

Promedio anual de lluvia: 533 mm.

Los datos medios mensuales de las precipitaciones medidas en el emplazamiento en los últimos 20 años son los siguientes:

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Tabla 1.2 Precipitaciones medias mensuales Palma del Río

Nieve: La carga de nieve para diseño vendrá determinada por lo dispuesto en el Código Técnico de la Edificación en su Documento Básico SE-AE (Seguridad Estructural- Acciones en la edificación). Clasificación sísmica: Aplica la Norma Sismorresistente NCSE-02. Aceleración sísmica básica (ab): 0,06g y coeficiente de contribución (k): 1,1. Los equipos serán diseñados para ambiente industrial limpio, 25 años de vida, funcionamiento discontínuo, arranques y paradas diarios (20.000 ciclos). 7.1.3 Características de la radiación solar Los siguientes datos son los utilizados para el emplazamiento:

La radiación global sobre superficie horizontal concluyente del estudio es de 2.117kWh/m² año.

La radiación normal directa bruta concluyente del estudio es de 1854kWh/m² año.

7.1.4 Descripción del campo solar El Campo Solar es el sistema encargado de absorber la radiación solar y transmitirla al fluido transmisor de calor (aceite térmico), el que a su vez, cederá dicha energía térmica al ciclo de agua/vapor de la isla de potencia a través de dos cadenas paralelas de intercambiadores de calor para operar un turbogenerador.

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La planta dispondrá de un campo solar, compuesto por cuatro subcampos solares con colectores solares cilindro-parabólicos dispuestos en paralelo. La zona el campo solar se sitúa en la parte norte de la planta y está limitada por el norte por una línea de 220kV existente. El campo solar se compone de un total de 96 lazos de colectores cilindro-parabólicos, con un total de 384 colectores, y con una superficie total efectiva de espejos de 310.406 m². A su vez, el campo solar se divide en cuatro sub campos de 24 lazos cada uno. Esta partición es debida a que es necesario dividir los circuitos de aceite en cuatro zonas. Esos circuitos se distribuyen y confluyen en el mismo punto del campo solar, aproximadamente situado en el centro del mismo. En este punto se sitúan las tuberías principales (impulsión y retorno) de aceite cuyo punto de partida es el bloque de potencia. La implantación del campo solar está condicionada por la orientación N-S de los lazos de espejos. En los extremos E-O se dispone de protecciones contra el viento por ser las orientaciones de viento dominantes y por la orientación perpendicular de los espejos. 7.1.5 Consumos principales El consumo preliminar de agua tomado como base de diseño es de 430.000 m3. El consumo preliminar de gas natural tomado como base de diseño es:

Tabla 1.3 Consumos de gas natural anual Guzmán

El consumo preliminar de nitrógeno en estado gaseoso y líquido tomado como base de diseño será:

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Tabla 1.4 Consumo de Nitrógeno gaseoso

Tabla 1.5 Consumo de Nitrógeno líquido

7.1.6 Producción eléctrica estimada La planta solar termoeléctrica tiene prevista una generación de recurso eléctrico de 108.543.267 kWhe/año mediante la hibridación del recurso solar con un 15% de gas natural.

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Tabla 1.6 Producción eléctrica 15% Guzmán

La planta solar termoeléctrica tiene prevista una generación de recurso eléctrico de 104.519.291 kWhe/año mediante la hibridación del recurso solar con un 12% de gas natural.

Tabla 1.7 Producción eléctrica 12% Guzmán

7.1.7 Evacuación de la energía producida Las bornas de alta tensión del transformador principal del Grupo se conectarán a la línea subterránea de 66kV, de 3.100m de longitud aproximadamente que conectará con la subestación de Saetillas. La subestación transformadora 66/11kV se ubicará en terrenos de la propia central cercana al bloque de potencia. Presentará una configuración con una posición de línea de 66kV con interruptor automático. 7.2 La planta termosolar Enerstar Villena 7.2.1 Ubicación La planta solar termoeléctrica Enerstar Villena estará ubicada en el término municipal de Villena (Alicante). Geográficamente la implantación de la planta queda definida mediante los siguientes datos: Latitud: 0º 55’21.31’’ N Longitud: 38º 43’40.79’’ O Altura: 568 m

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7.2.2 Datos climatológicos Los datos de la siguiente tabla se han obtenido a partir de un año meteorológico tipo ‘tmy año diseño Villena. Dicho año meteorológico ha sido construido mediante correlaciones desarrolladas por CENER-GTER (informe ‘Estimación del recurso solar en el término municipal de Villena) en base a datos medidos por una estación meteorológica situada en el emplazamiento de la futura central y en base a datos de estaciones meteorológicas próximas al mismo.

Tabla 1.8 Datos climatológicos Villena

Para el diseño el diseño de los equipos de la Planta, se considerarán los siguientes valores de temperatura, humedad y viento:

Temperatura Máxima: 36 ºC;

Temperatura Mínima: -6 ºC;

Humedad relativa Máxima: 100%;

Humedad relativa Mínima: 5%;

Vientos dominantes en la zona: dirección NNE-NE;

Rosa de los vientos de Villena:

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Figura 1.5 Rosa de los vientos Villena

Velocidad máxima del viento: 14.24 km/h;

Velocidad mediana anual del viento: 3.25 km/h.

Precipitaciones: Los datos de la parcela facilitados por la propiedad son los siguientes:

Tabla 1.9 Precipitación anual Villena

Nieve:

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La carga de nieve para diseño vendrá determinada por lo dispuesto en el Código Técnico de la Edificación en su Documento Básico SE-AE (Seguridad Estructural- Acciones en la edificación). Clasificación sísmica: El área estudiada se sitúa en el Término Municipal de Villena, donde la aceleración sísmica básica es de ab=0,07g (k=1,0). Vida útil: La central termosolar estará diseñada para una vida útil de 25 años como mínimo. Se entiende que debido a la corrosión, la fatiga, el ensuciamiento y el desgaste derivados del uso normal de la planta, algunos elementos pueden tener una vida útil inferior. 7.2.3 Características de la radiación solar Los siguientes datos son los utilizados para el emplazamiento:

La radiación global sobre superficie horizontal concluyente del estudio es de 1.937,28kWh/m² año.

La radiación normal directa bruta concluyente del estudio es de 1.716.96kWh/m² año.

7.2.4 Descripción del campo solar El Campo Solar es el sistema encargado de absorber la radiación solar y transmitirla al fluido transmisor de calor (aceite térmico), el que a su vez, cederá dicha energía térmica al ciclo de agua/vapor de la isla de potencia a través de dos cadenas paralelas de intercambiadores de calor para operar un turbogenerador. La planta dispondrá de un campo solar, compuesto por cinco subcampos solares con colectores solares cilindro-parabólicos dispuestos en paralelo. La parcela presenta un desnivel en sentido Noroeste-sureste entre las cotas 590 y 555 aproximadamente. El campo solar se ha dispuesto en 5 terrazas con una diferencia de desnivel de 18 metros que se salva con 3 muros de 6 metros tal y como se indica a continuación:

Campo 1: + 579,87

Campo 2: + 573,87

Campo 3: + 567,87

Campos 4 y 5: + 561,87

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Las terrazas se han ejecutado con muros de contención segmentados formados por bloques de hormigón prefabricado, malla geosintética y anclajes a tierra. El muro se construye con múltiples capas de suelo reforzado mediante la interposición en el terreno de capas de geomalla, colocadas entre las hiladas de los bloques de hormigón que componen el muro, y extendiéndose detrás del muro en una anchura aproximada de 6-7 metros. El Campo Solar se distribuye en todas las plataformas de modo que se identifican 5 subcampos que se denominan: campo1, campo2, etc. La Isla de Potencia se localiza en el Campo 3, en el centro de la parcela. El campo solar se compone de un total de 105 lazos de colectores cilindro-parabólicos, con un total de 420 colectores, y con una superficie total efectiva de espejos de 339.906 m². Esta partición es debida a que es necesario dividir los circuitos de aceite en cuatro zonas. Esos circuitos se distribuyen y confluyen en el mismo punto del campo solar, aproximadamente situado en el centro del mismo. En este punto se sitúan las tuberías principales (impulsión y retorno) de aceite cuyo punto de partida es el bloque de potencia. La implantación del campo solar está condicionada por la orientación N-S de los lazos de espejos. En los extremos E-O se dispone de protecciones contra el viento por ser las orientaciones de viento dominantes y por la orientación perpendicular de los espejos. 7.2.5 Consumos principales El consumo preliminar de agua tomado como base de diseño es de 430.000 m3. El consumo preliminar de gas natural tomado como base de diseño es:

Tabla 1.10 Consumos gas natural Villena

El consumo preliminar de nitrógeno en estado gaseoso y líquido tomado como base de diseño será:

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Tabla 1.11 Consumo de Nitrógeno gaseoso Villena

Tabla 1.12 Consumo de Nitrógeno líquido Villena

7.2.6 Producción eléctrica estimada La planta solar termoeléctrica tiene prevista una generación de recurso eléctrico de 103.906.371 kWhe/año mediante la hibridación del recurso solar con un 15% de gas natural.

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Tabla 1.13 Producción eléctrica 15% Villena

La planta solar termoeléctrica tiene prevista una generación de recurso eléctrico de 100.036.977 kWhe/año mediante la hibridación del recurso solar con un 12% de gas natural.

Tabla 1.14 Producción eléctrica 12% Villena

7.2.7 Evacuación de la energía producida Las bornas de alta tensión del transformador principal del Grupo se conectarán a la línea subterránea de 132kV, de 1.000m de longitud aproximadamente que conectará con la subestación de Alhorines. La subestación transformadora 132/11kV se ubicará en terrenos de la propia central cercana al bloque de potencia. Presentará una configuración con una posición de línea de 132kV con interruptor automático.

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Capítulo 2. Modos de operación 1. Introducción Una de las vías contempladas para optimizar el resultado económico de una central solar termoeléctrica es operarla de forma que se alargue la vida útil de los equipos que la componen. Para ello en este capítulo se definirán los modos de operación. Con ellos se establecen los distintos escenarios en función de los cuales el operador de la central deberá activar los distintos modos de operación. Para cada uno de estos modos se definirán los equipos que deben actuar y la secuencia de actuación. Desde un punto de vista técnico, lo ideal sería poner en marcha la planta de producción de energía, subir la carga lentamente hasta un 100% de la carga máxima, y mantenerla en ese punto hasta que sea necesaria una parada para realizar una revisión programada. Sin embargo, la limitación de no poder almacenar la energía eléctrica hace que, ya que la demanda de energía es variable, la producción también lo sea, y las diferentes centrales eléctricas que forman parte de una red tengan que variar su carga para adaptarse a las necesidades de cada momento. Las centrales térmicas convencionales y las centrales nucleares, son poco flexibles. Las primeras tienen cierto grado de regulación, pero el largo periodo de arranque que necesitan hace que aunque puedan variar su carga entre un mínimo técnico y su carga máxima, no pueden parar en los periodos en que no son necesarias. Las nucleares son aún menos flexibles: generalmente trabajan a su máxima carga de forma continua. Frente a ellas, las centrales solares termoeléctricas y las centrales térmicas de ciclo combinado tienen una mejor adaptación a las necesidades variables del mercado energético. Varían su carga con rapidez, el mínimo técnico al que es posible operar la central de forma estable es bajo y el periodo de arranque y parada es corto (entre 3 y 6 horas para el arranque, y alrededor de una hora para la parada). En esas condiciones, es posible subir carga durante las horas punta, las horas de mayor demanda energética, y bajar carga hasta su mínimo técnico durante las horas valle, incluso para la central diariamente durante esos periodos con bajas necesidades energéticas en la red. Los principales objetivos de una buena gestión en la operación de una central solar termoeléctrica son tres:

• El fiel seguimiento del programa de carga de la central pactado entre el despacho de carga de la compañía y el mercado eléctrico.

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• El mínimo deterioro posible al efectuar cada una de las maniobras y procesos de responsabilidad del área de operaciones.

• Todo ello, realizado con el mínimo coste posible. En cuanto al primero de esos tres objetivos, es, a corto plazo, el principal. Una vez pactado un programa de carga con el mercado, el incumplimiento resulta muy gravoso desde el punto de vista económico.

El incumplimiento puede producirse por:

• Parada no programada de la planta o bajada de carga por el fallo inesperado de alguna parte de la instalación. En este tipo de fallos la responsabilidad suele estar más en el lado del área de mantenimiento, que es quien tiene como función velar por el buen funcionamiento de la planta.

• Parada no programada o bajada de carga o desviaciones por causas técnicas imputables a operaciones. Se trata de eventos que afectan al programa de carga causados por maniobras efectuadas de forma diferente a la óptima.

• Seguimiento incorrecto del programa de carga. Se trata de pequeñas

desviaciones del programa de producción establecida por causas no técnicas, sino más bien por el ajuste incorrecto de la consigna de potencia. Suelen producirse por un cálculo erróneo de la energía producida durante rampas de subida o bajada de carga, falta de atención del personal de operaciones, etc.

En cuanto al segundo de estos objetivos, a medio y largo plazo tiene una gran trascendencia, pues afecta a la futura disponibilidad de la central. Las diferentes maniobras y tareas bajo la responsabilidad de operaciones pueden realizarse de forma que el impacto sobre los diferentes sistemas de la planta sean mínimos, o pueden realizarse de forma poco segura para las instalaciones. Esto se puede traducir en roturas, averías o eventos que se manifiesten de forma inmediata o de desgastes acelerados de la instalación. Una buena operación debe tener en cuenta cómo afecta a la planta cada acción que efectúa operaciones, y debe diseñar la realización de estas acciones provocando el mínimo impacto posible. Debe tener en cuenta, por ejemplo, el estrés térmico o mecánico de cada maniobra, buscando formas eficientes de realizarlas con el mínimo estrés posible, cruzar con rapidez las velocidades críticas de los distintos elementos rotativos, operar correctamente los drenajes, etc. Por último, tanto el cumplimiento del programa de carga como el mínimo impacto para la instalación deben realizarse con el mínimo coste posible. Como ejemplo, consideremos el proceso de arranque. Los rendimientos a bajas cargas son notablemente inferiores que a cargas superiores. Por ello, no puede

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demorarse el proceso a cargas bajas por causas imputables a la operación, como un mal seguimiento de arranque, márgenes de seguridad excesivos, etc. 1.1 Puesta en marcha de una planta termosolar 1.1.1 Descripción del Proceso de Arranque El proceso de arranque suele ser de 3 a 6 horas hasta llegar a 100% de carga. Antes de poner ningún dispositivo en marcha, es conveniente realizar una serie de comprobaciones, para asegurar que determinados sistemas se encuentran operativos y en la situación necesaria. Estas comprobaciones son:

• Sistema de refrigeración en funcionamiento.

• Red eléctrica de transporte de energía eléctrica perfectamente operativa.

• Niveles adecuados en los diversos calderines y en el tanque de agua de alimentación.

• Sistemas auxiliares del generador operativos (refrigeración, aceite de

sellos, etc.).

• Sistema de lubricación operativo.

• Sistemas auxiliares de la turbina de vapor operativos.

• Sistemas de seguridad (contraincendios, etc.) operativos y sin alarmas activas.

Las fases que se deben seguir en un arranque son las siguientes: 1) Funcionamiento en virador. Para asegurar el reparto de pesos a lo largo del eje de rotación en caso de parada prolongada es necesario que la turbina gire en virador durante unas horas, evitando así deformaciones producidas al enfriarse de forma no homogénea. Si tras la parada ha estado funcionando en virador, está fase ya está realizada. 2) Preparación para el arranque.

• Debe haber presión de vapor, se debe ir metiendo carga poco a poco. • El sistema de alta tensión debe estar operativo, ya que alimentará al

generador que en este caso actuará de motor para arrancar la turbina.

• El sistema de refrigeración debe estar operativo, para ir evacuando el calor conforme lo vayamos generando.

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• Niveles de caldera correctos. Si tiene sistema de recuperación, se debe revisar el sistema para ver que todo está correcto y no de problemas cuando pongamos a plena carga la turbina.

• Bomba auxiliar de lubricación en marcha, temperatura correcta, para que todo esté bien lubricado y evitar posibles daños.

• Ausencia de alarmas de cualquier tipo. Ver que no hay ninguna alarma que avise de posibles fallos, no vaya a ser que exista un problema y a la hora de poner a plena carga el sistema de un fallo y tenga que parar.

3) Selección del modo de arranque. El operador debe seleccionar el tipo de arranque deseado, que como se verá más adelante, depende de la temperatura del eje de la turbina de vapor y de las condiciones de presión y temperatura de la caldera y del ciclo agua-vapor, fundamentalmente. Lógicamente, hay una relación entre el tiempo transcurrido entre la parada y esas temperaturas y presiones. El proceso de arranque propiamente dicho se inicia cuando el operador selecciona la opción “arranque” en el sistema de control. Lo habitual en este tipo de centrales es que se disponga de un sistema de control distribuido, y que una unidad central (también llamada secuenciador) coordine las acciones que se van realizando en los diferentes sistemas durante el arranque. Teóricamente, sin más intervención manual que la selección de la opción “arranque” las centrales solares termoeléctricas deberían completar todo el proceso. Sin embargo la experiencia demuestra que la intervención manual del operador de la central acelera el proceso, resuelve problemas que van surgiendo sobre la marcha y hace que el número de “arranques fallidos” descienda. Cuando se alcanza la presión adecuada, se comienza la operación by- pass, esto es, el vapor generado se deriva hacia el condensador directamente, sin pasar por la turbina de vapor. La razón es que el valor de conductividad no es el adecuado, y los diversos contaminantes que contiene, sobre todo sílice, hierro, sodio y cobre, pueden dañar los álabes de la turbina de vapor. Se purga gran cantidad de agua de la caldera, y se sustituye por agua de refresco, de menor conductividad, proveniente de la planta de producción de agua desmineralizada. Cuando se alcanza el valor de conductividad conveniente se comienza a hacer girar la turbina de vapor. Poco a poco va aumentando de velocidad, y cuando se llega a 3.000 r.p.m., su generador sincroniza con la red, aportando más energía eléctrica. Normalmente, cuando se alcanza la velocidad nominal se conectarán mecánicamente el eje del generador y el de la turbina de vapor, generalmente por medio de un embrague. Se comienza entonces a subir carga, se hace de forma lenta, para minimizar los efectos del estrés térmico. Cuando la planta alcance la carga deseada, que puede ser el mínimo técnico, la plena carga o cualquier otra entre estas dos, el proceso de arranque habrá finalizado.

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1.1.2 Tipos de arranque El arranque es uno de los momentos cruciales, ya que se pone en marcha un sistema complejo con múltiples subsistemas y todos deben funcionar de forma correcta, en su orden y en el momento adecuado. Los diferentes tipos de arranques se pueden clasificar según la temperatura de la carcasa y del rotor en el momento de iniciarlos, esta clasificación varía dependiendo del fabricante de la turbina o el operador, por lo que se pueden dividir los arranques según dos grandes grupos:

• Según los fabricantes: Los fabricantes de las turbinas los suelen dividir en tres grupos:

o Arranque en frío se produce a las 72 horas o más después de la

parada. o Arranque templado está entre las 24 y 72 de producirse la parada.

o Arranque caliente se produce en menos de 24 horas de que se haya

producido la parada, puede ser al poco de producirse la parada si dicha parada ha sido provocada por una avería fácil de solucionar o por una falsa alarma.

• Según los operadores: Según los operadores de las turbinas se divididen en cinco grupos:

o Arranque superfrío: después de una parada programada, sin

virador. El virador es una máquina encargada de hacer girar el rotor a muy bajas revoluciones para que se enfríe de forma homogénea y con ello evitar que se deforme.

o Arranque frío: se produce después de más de 72 horas de parada la turbina.

o Arranque templado: entre 24-72 horas de estar parada la turbina.

o Arranque caliente: entre 3-24 horas después de parar nuestra

turbina.

o Rearranque: inmediatamente después de un disparo, se produce después de un disparo porque algún sensor ha dado un aviso y se ha corregido rápidamente o ha sido una falsa alarma, o se están haciendo pruebas, este también suele ser el tipo de arranque que más disparos produce.

1.2 Variaciones de carga 1.2.1 Carga base o máxima carga

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La carga base o máxima carga es la máxima potencia que puede alcanzar la central en un momento determinado. Esta carga máxima está determinada no sólo por el diseño de la máquina, sino también por las condiciones ambientales. Así, la temperatura, la presión atmosférica y la humedad determinan la potencia máxima que puede alcanzar una central termosolar. 1.2.2 Mínimo Técnico Es la carga más baja a la que es posible operar una central de forma estable. El mínimo técnico lo determina el ciclo agua-vapor. Se puede bajar carga progresivamente, estabilizando la situación para comprobar que se puede mantener indefinidamente ese nivel de carga pero hay un punto por debajo del cual el ciclo se desestabiliza, bien por acumulación de calor o bien por pérdida de nivel de agua en algún otro. Si el ciclo agua-vapor es estable y es posible mantenerlo en un punto determinado durante 1-2 horas, se baja la carga y se prueba de nuevo. Normalmente este mínimo técnico está situado entre el 25 y el 50% de la carga máxima. 1.2.3 Variaciones de carga Una ventaja indudable de operar la central a plena carga es la desaparición de fuerzas cíclicas responsables de la fatiga de materiales. Por desgracia, no es habitual operarlas de forma continua a plena carga, sino que sufren constantemente variaciones en su potencia para ajustarse al programa de carga negociado con los responsables de la red eléctrica del país y, del mismo modo, debe adaptarse a las condiciones meteorológicas (cambios en el clima, variaciones en la temperatura, etc.). 1.3 Régimen de operación 1.3.1 Arranques y paradas diarias En este régimen de funcionamiento, el equipo se mantiene en marcha durante las horas punta, y se para durante las horas de menor demanda. Es un modo de funcionamiento delicado, pues determinadas partes de la planta sufren un desgaste acelerado:

• Turbina de vapor. Estrés térmico en rotor, carcasa y álabes. Los elementos internos de la turbina de vapor se ven expuestos a niveles más altos de sílice y O2 durante más tiempo.

• Generador. Los extremos del eje del rotor sufren más tensiones cíclicas, al igual que los acoplamientos con las turbinas. La fatiga disminuirá la vida de estos elementos.

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• Caldera y ciclo agua-vapor. Si se tiene la precaución de mantenerla presurizada, el estrés al que se somete es mucho menor.

• Circuito de refrigeración. Hay un mayor número de arranque en bombas y ventiladores, con la disminución consiguiente de la vida útil estos elementos (sobre todo, ejes, rodetes, rodamientos, cojinetes).

1.3.2 Arranques y paradas semanales La planta arranca el primer día hábil de la semana (lunes) a primera hora, y se mantiene en marcha hasta el sábado o domingo. Durante el día, además, se mantiene a cargas altas, y durante la noche, al mínimo técnico. Este modo de funcionamiento supone unos 50 arranques al año, que es una cantidad perfectamente asumible. La parte que más sufre con este régimen es la caldera. 1.3.3 Funcionamiento contínuo Es el modo de funcionamiento con el que la planta sufre menor estrés. Las temperaturas y presiones se mantienen más o menos constantes, y por ello, las fuerzas cíclicas responsables de la fatiga de materiales no aparecen. 1.4 Parada de la central 1.4.1 Paradas Programadas El proceso de parada de una planta termosolar tiene lugar normalmente en las siguientes etapas:

• Etapa 1: Bajada a mínimo técnico.

• Etapa 2: Descarga de la turbina de vapor. En esta fase los elementos principales son los by-pass, que tienen que derivar el flujo de vapor.

• Etapa 3: Desacople de la turbina de vapor. Si la planta es de eje único, en

esta fase la turbina se desacoplará del eje a través del embrague. Si la planta es de eje múltiple, cuando las válvulas de admisión de vapor estén totalmente cerradas la turbina de vapor se desacoplará de la red.

• Etapa 4: Puesta en marcha del virador, para garantizar un giro mínimo del

eje de la turbina que evite deformaciones en el eje. 1.4.2 Paradas de Emergencia El proceso de parada de una planta termosolar en una parada de emergencia es el mismo, pero mucho más rápido, por lo que el estrés térmico y mecánico ahora sí son muy pronunciados. Se pueden producir paradas de emergencia en una central (también llamados disparos) debido a una serie muy amplia de razones, pero las más habituales son las siguientes:

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Fallos en la alimentación del combustible. Fallo en la red (black out). Fallos eléctricos de sistemas propios de la central, como:

• Interruptor de máquina.

• Transformador principal.

• Protección del generador.

• Sistemas de instrumentación y/o control de la turbina de vapor.

• Fallos en la caldera (altas temperaturas, bajo caudal, pérdida de nivel, fallos en la instrumentación).

• Fallos en el ciclo agua-vapor (pérdidas de vacío en el condensador por

fugas o fallos en la refrigeración, funcionamiento anómalo de by-pass.

• Fallos en la instrumentación. 1.4.3 Paradas Prolongadas y precauciones a tener en cuenta Cuando la parada va a ser prolongada, es conveniente adoptar las siguientes medidas:

• Sistema de refrigeración: deben mantenerse el pH, el nivel de biocida y seguirse las instrucciones para la conservación de la torre de refrigeración o de los aerocondensadores, en su caso.

• Caldera: la conservación húmeda consiste en el llenado de la caldera al

máximo posible con agua a la que se añade suficiente cantidad de amoniaco e hidrazina. Una vez llena, se presuriza con N2, hasta que la presión sea superior a la atmosférica. Si se opta por la conservación seca, se vacía completamente la caldera y se presuriza con N2 a una presión superior a la atmosférica.

• En la turbina de vapor se suele colocar desecante en su interior, y se

mantiene girando a velocidad muy baja (menos de 1 r.p.m.) hasta el arranque. Si hay que detener el sistema virador por que sea necesario realizar trabajos de mantenimiento antes de la puesta en marcha deberá estar unas horas girando a bajas revoluciones para reequilibrar el eje.

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2. Modos de operación 2.1 Modo 1: Calentamiento del campo solar En este modo de funcionamiento se calienta el aceite térmico con la energía del campo solar. Las bombas HTF impulsarán el aceite térmico desde los tanques de expansión hasta el Campo Solar, circulando por el Bypass de Trenes de Generación de Vapor. Normalmente se pondrán en funcionamiento cuatro de las cinco bombas principales de HTF. Las válvulas de retorno de los campos Solares (20JB_10/20/30/40AA090) estarán abiertas, la válvula a trenes de generación (20JB_50AA080) cerrada, y la válvula de bypass a los trenes de Generación (20JB_60AA090) abierta. La válvula motorizada 20JD_25AA080 de entrada a Campo Solar estará abierta, y las válvulas 20JF_10AA090 y 20JF_40/50/60AA090 estarán cerradas para impedir el paso a Calderas. 2.2 Modo 2: Transferencia de calor del campo solar al bloque de potencia Este modo de funcionamiento comienza normalmente con el último paso de la secuencia de calentamiento. Cuando se cumplan las condiciones de temperatura exigidas por el Generador de Vapor para entrada de aceite en el mismo, se abrirá el paso a los Trenes de Generación de Vapor, cerrándose progresivamente el bypass a los tanques de expansión. Se ABRIRÁ la válvula motorizada de entrada a los trenes (20JB_50AA080) de forma progresiva, a medida que se va CERRANDO la válvula de bypass a los tanques de expansión (20JB_60AA090). Comenzará la rampa de calentamiento del GVS, que no podrá superar los 4ºC/minuto. El aceite circulará a través de los dos trenes de generación. 2.3 Modo 3: Parada de la planta Se producirá una Parada de la Planta cuando la irradiación solar se termine, bajo ciertas alarmas o condiciones meteorológicas adversas o en caso de mantenimiento general de la Planta. Para ello deberán pararse las Bombas Principales HTF, habiendo desenfocado previamente los espejos del Campo Solar. Se pararán las Calderas HTF (en caso de estar en marcha), se cerrarán los ramales de Aceite al Sistema de Generación de Vapor, y se dejará abierto el bypass a los tanques de expansión. En las paradas nocturnas diarias, tras el paro las Bombas Principales, el operador deberá poner en funcionamiento la Bomba Auxiliar de HTF (bien para circulación, bien para protección contra congelación), entrando en Modo Circulación o Modo Protección contra Congelación.

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La Turbina de Vapor estará parada, sellada, en vacío y girando virador. El sistema de Generación de Vapor estará presurizado (si la parada ha sido corta), con el Generador de Vapor a nivel normal y listo para arrancar. El objetivo de este modo es aumentar la temperatura del aceite térmico mediante el campo solar hasta alcanzar las condiciones a las que se puede enviar el aceite a los intercambiadores del sistema de Generación de Vapor (aprox. 200ºC como valor de referencia). Este modo de funcionamiento será necesario tras paradas de Planta en las cuales el sistema ha permanecido el suficiente tiempo parado como para que el aceite haya perdido la temperatura de operación óptima. 2.4 Modo 4: Circulación campo solar Cuando la Planta sufre una parada prolongada, se debe evitar que el aceite térmico se congele debido al descenso de la temperatura, hasta que se disponga de las condiciones apropiadas como para arrancar la planta nuevamente. Este modo de funcionamiento se produce durante paradas de la Planta, como paradas nocturnas, cuando no hay radiación solar. Tras una parada de Planta, debemos entrar bien en el modo CIRCULACIÓN, bien en el modo PROTECCIÓN CONTRA CONGELACIÓN, para evitar un enfriamiento excesivo del aceite (se deberá mantener siempre por encima de los 65ºC). Dependiendo de la época del año en la que nos encontremos, entraremos en uno u otro modo. Si nos encontramos en verano, o en épocas en las que la temperatura ambiente no sea demasiado baja en horario nocturno, el modo CIRCULACIÓN será suficiente. Si por el contrario nos encontramos en invierno y la temperatura ambiente en horario nocturno es muy baja, será necesario activar el modo PROTECCIÓN CONTRA CONGELACIÓN, arrancando las calderas auxiliares. El operador decidirá cual de los modos deberá activar. La Bomba Auxiliar de HTF impulsará el aceite desde el depósito de expansión hasta el campo Solar, bypaseando los Trenes de Generación de Vapor. La Turbina de Vapor estará parada, sellada, en vacío y girando en virador, para que el siguiente arranque sea mas rápido. El sistema de Generación de Vapor estará preferentemente lleno y listo para arrancar. Funcionamiento Normal:

• La bomba 20JF_10 AP010 arrancaría, y 5 segundos después (tiempo configurable durante la PEM), la válvula 20JF_10 AA081 abriría.

• Las válvulas de la caldera auxiliar permanecerían cerradas (20JF_10AA090, 20JF_40AA090, 20JF_50AA090, 20JF_60AA090).

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• Gran parte del caudal total iría a los campos y la otra parte se recircularía por la línea 20JD_17 BR010/020/030 del filtro autolimpiante 20JD_17 AT001 - La válvula 20JB_60AA090 estará abierta, y las válvulas 20JB_50AA080 y 20JA_10AA080 estarán cerradas.

Si se estropea la bomba de caldera auxiliar:

• Entraría en funcionamiento una de las bombas principales, asignando al variador de frecuencia una consigna de funcionamiento equivalente al caudal proporcionado por la bomba auxiliar.

• En este caso, la válvula motorizada de impulsión de la bomba que entrase en funcionamiento abriría, y las válvulas de la caldera auxiliar permanecerían cerradas (20JF_10AA090, 20JF_40AA090, 20JF_50AA090, 20JF_60AA090.

En caso de producirse un Blackout de Planta (cero de tensión), entraríamos automáticamente en Modo Circulación para asegurar un caudal mínimo por el Campo Solar. La bomba Auxiliar se alimenta directamente del GDE, por lo que la entrada en funcionamiento de la bomba auxiliar sería automática e inmediata. 2.5 Modo 5: Protección contra congelación La Bomba Auxiliar de HTF impulsará el aceite desde el depósito de expansión, atravesando la caldera de aceite hasta el campo Solar, bypaseando los Trenes de Generación de Vapor. La Turbina de Vapor estará parada, sellada, en vacío y girando en virador, para que el siguiente arranque sea mas rápido. El sistema de Generación de Vapor estará preferentemente lleno y listo para arrancar. Funcionamiento normal:

• La bomba 20JF_10 AP010 arrancaría, y 5 segundos después (tiempo configurable durante la PEM), la válvula 20JF_10AA081 abriría.

• El caudal iría a las calderas de aceite y a las bombas principales a través de las válvulas manuales de precalentamiento. Se cerrará la válvula motorizada 20JD_25AA080.

• La caldera aportaría 10 MWt y funcionarían con un caudal de bomba de

172 kg/s, definido de acuerdo a requerimientos de Campo Solar ante Black Out de Planta (distribución: 82 kg/s por caldera, resto por bypass).

• El caudal caliente iría por la línea 20JF_80 BR010. La válvula manual

20JF_80AA003 estaría abierta (válvula normalmente abierta), al igual que la válvula motorizada 20JF_80AA081. La válvula motorizada 20JF_90 AA080 de la línea 20JF_90 BR010 estaría cerrada.

• La válvula 20JF_10AA090 estaría en funcionamiento automático y

regulando el caudal excedente de la bomba auxiliar. El aceite térmico

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caliente procedente de la línea 20JF_80 BR010, se reparte a través del colector común por los 4 campos solares.

• La válvula 20JB_60AA090 abrirá, y las válvulas 20JA_10AA080 y

20JB_50AA080 cerrarán.

• La válvula motorizada 20JF_80AA081 deberá abrirse para permitir el flujo hacia el Campo Solar.

Si se estropea la bomba de caldera:

• Entraría en funcionamiento una bomba de las principales (la bomba que esté preseleccionada por defecto). La válvula de impulsión de la bomba se abriría, y la válvula manual 20JF_20 AA001 de la línea 20JF_20 BR010 permanecería abierta (válvula normalmente abierta).

• La válvula 20JF_10AA090 permanecería cerrada, ya que, al incluir las bombas principales variador de velocidad, no sería necesario ajustar el caudal con la válvula de bypass (se ajustaría el Set Point del Variador).

• El funcionamiento sería como el descrito en el apartado anterior.

Alternativa:

• Protección contra Congelación, introduciendo HTF caliente de salida de Calderas a Tanques de Expansión.

• En este modo de funcionamiento, inyectaremos HTF proveniente de las

Calderas en el colector caliente de HTF, de forma que el aceite introducido en los Tanques de expansión tendrá una temperatura más elevada, que se mantendrá más o menos constante.

• Las válvulas motorizadas 20JD_25AA080 y 20JF_80AA082 se abrirán, y la

válvula motorizada 20JF_80AA081 se cerrará. 2.6 Modo 6: Transferencia de calor de campo solar y calderas a bloque de

potencia La Planta podrá operar en este modo de funcionamiento cuando la potencia recibida en los colectores solares es inferior a la solicitada. Si funcionamos con grado de carga < 100% con el campo y se quiere un grado de carga del 100% (o cualquier otro apoyo térmico para subir el grado de carga de la Planta) deberemos entrar en este modo de funcionamiento. En este modo de operación se utilizaría el caudal nominal total (610 kg/s aproximadamente en el caso del 100% de carga). Para conseguir una temperatura de salida del campo de 393ºC, se reducirá el caudal. El plus de potencia se conseguiría, haciendo pasar el caudal reducido por

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las calderas auxiliares, para conseguir un incremento de temperatura a 393ºC (máximo 200 kg/s, correspondiente a la potencia máxima de calderas de 45 MWt). Funcionamiento normal:

• En este caso, funcionarían 4 de las 5 bombas de aceite térmico principales con el caudal nominal de operación. La válvula motorizada de impulsión de cada bomba estaría abierta. La válvula manual 20JF_20AA001 de la línea 20JF_20 BR010 estaría abierta (válvula normalmente abierta). La válvula 20JF_10AA090 permanecería cerrada, para hacer que el caudal circule a través de las calderas.

El aceite circularía por las tres calderas y se introduciría en el circuito a través de la válvula 20JF_90AA080, que se encontraría abierta. Para conseguir la temperatura de 393ºC a la salida de los campos, las válvulas de retorno de campos actuarían de la forma:

• Si la temperatura procedente de los campos es menor que la indicada, las válvulas de retorno de campos cerrarían para aumentar la temperatura.

• El caudal complementario, pasaría por las calderas auxiliares para conseguir la potencia nominal. El control del caudal de las calderas, se haría con las válvulas 20JF_40/50/60 AA090.

Alternativa: Circulación de aceite por Calderas HTF y Campo Solar en Serie. Este modo de funcionamiento podrá utilizarse con cargas bajas, ya que no es posible trabajar con el caudal nominal. El aceite pasará a través de las calderas, calentándose hasta los 393ºC. Este aceite “caliente” se mezclará con el aceite “frio” proveniente del bypass de calderas (20JF_10AA090), generando una mezcla apta para ser introducida y calentada en el Campo Solar. Además de utilizar el Bypass de Calderas, también sería posible introducir el aceite “frio” a través de la válvula 20JD_25AA080.

• La válvula 20JD_25AA080 y 20JF_80AA082 estarán cerradas, y la válvula 20JF_80AA081 abierta. - La válvula manual 20JF_20AA001 estará abierta (válvula normalmente abierta), y la válvula 20JF_10AA090 estará regulando en automático para conseguir la temperatura de mezcla deseada a la entrada del Campo Solar.

O utilizando la válvula 20JD_25AA080:

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• Las válvulas 20JD_25AA080 y 20JF_80AA081 estarían abiertas, y la 20JF_80AA082 cerrada.

• La válvula manual 20JF_20AA001 estará abierta (válvula normalmente

abierta), y la válvula 20JF_10AA090 estará cerrada. 2.7 Modo 7: Transferencia de calor de calderas a bloque de potencia La Planta podrá operar en este modo de funcionamiento cuando la potencia recibida en los colectores solares sea nula, y se quiera operar con un grado de carga máximo del 30%. La potencia de salida que se puede llegar a conseguir con las Calderas de Aceite térmico (hasta 45 MWt) es bastante más baja que la conseguida con el Campo Solar en funcionamiento nominal (137 MWt) por lo que tanto la Turbina como los Trenes de Generación trabajan a cargas muy bajas en este modo. Dos de las bombas principales (si trabajamos a caudal nominal de calderas) impulsarán el aceite desde los Tanques de Expansión, atravesando las Calderas de Aceite Térmico, hasta los Trenes de Generación de Vapor, sin circular por el Campo Solar. En este modo se operará preferentemente con las tres calderas, con una temperatura de salida de 393ºC. Durante la fase de arranque y calentamiento de los Trenes de Generación de Vapor, el operador velará por la integridad de los equipos. Funcionamiento normal:

• Dos de las bombas principales arrancarían (bombas preseleccionadas), y abrirían sus válvulas de impulsión.

• La válvula manual 20JF_20AA001 de la línea 20JF_20 BR010 estaría abierta (válvula normalmente abierta), y el caudal iría a las calderas de aceite.

• La válvula motorizada 20JD_25AA080 permanecería cerrada, al igual que

la válvula 20JF_10AA090.

• Las calderas aportarían 45 MWt y funcionarían con un caudal de 100 kg/s cada bomba aproximadamente.

• El caudal caliente iría por la línea 20JF_90 BR010. La válvula motorizada

20JF_90AA080, estaría abierta. La válvula manual 20JF_80AA003 de la línea 20JF_80 BR010 estaría cerrada.

• El aceite térmico caliente procedente de la línea 20JF_90 BR010, se reparte a través de los dos Trenes de Generación.

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2.8 Modo 8: Circulación / protección contra congelación + transferencia de calor de calderas a bloque de potencia

Trabajaremos en este modo de funcionamiento cuando, encontrándonos en modo circulación o protección contra congelación, queramos generar vapor con las Calderas Auxiliares. Este modo de funcionamiento podrá utilizarse con cargas bajas. Mediante este modo, conseguimos independizar en gran parte, la circulación del aceite “frio” para circulación/anticongelación por el campo, y la circulación del aceite “caliente” para producción en el Generador de Vapor. Funcionamiento:

• Arrancarán dos bombas principales de HTF, abriendo sus válvulas de impulsión asociadas.

• La válvula manual 20JF_20AA001 estará abierta (válvula normalmente abierta), de forma que el aceite circulará por las calderas, a través de las válvulas 20JF_40/50/60AA090 (aceite caliente), y por el bypass a través de la válvula 20JF_10AA090 (aceite frio). La válvula 20JF_80AA003 permanecerá cerrada (único modo de funcionamiento en el que esta válvula debe estar cerrada, es una válvula normalmente abierta).

• El aceite frio llegará al Campo Solar a través de la válvula 20JF_80AA0081,

y circulará por las válvulas de retorno de campos 20JB_10/20/30/40AA090 que permanecerán abiertas, hasta llegar a los Tanques de Expansión, estando la válvula 20JB_60AA090 abierta, y las válvulas 20JB_50AA080 y 20JA_10AA080 cerradas.

• El aceite caliente de las calderas pasará a través de la válvula

20JF_90AA080 para llegar a los Trenes de Generación de Vapor. En los Tanques de expansión se juntarán ambas corrientes, homogeneizando la temperatura del aceite a las bombas principales de HTF.

3. Posicionamiento de las válvulas automáticas

Tabla 2.1 Posiciones de las válvulas automáticas para los modos de calentamiento del campo solar, transferencia de calor desde el campo solar al

bloque de potencia y la circulación por el campo solar.

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Tabla 2.2 Posiciones de las válvulas automáticas para los modos operación de protección contra congelación (antifreezing), de transferencia de calor desde el campo solar y las calderas de HTF al bloque de potencia y de transferencia de calor únicamente desde

calderas:

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Nota 1: Abre con alta presión en tanque buffer Nota 2: Depende de la presión de los tanques de expansión Nota 3: Las válvulas de suministro de nitrógeno 00QJD30AA091 y 00QJD10AA080 permanecerán en automático en todos los modos.

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4. Posicionamiento de las válvulas manuales. A continuación se detalla el posicionamiento de las válvulas manuales del sistema.

Tabla 2.3 Posicionamiento de las válvulas manuales

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Capítulo 3 Autoconsumos

Las centrales de producción eléctrica centro de este proyecto son centrales que entran dentro del régimen especial de generación. Es importante que el rendimiento de la central sea óptimo y que garantice su viabilidad. Merece especial atención los autoconsumos on-line que requiere la instalación. Con el objetivo de alcanzar los objetivos de valores garantizados de producción según el contrato EPC se ha optado por la optimización de los valores de consumos propios. Si a igualdad de condiciones de operación se consiguen unos consumos menores en planta la energía neta vertida a red será mayor con lo que se aumenta el resultado económico de explotación de la planta. Las instalaciones eléctricas condicionarán en gran medida los aspectos funcionales de cualquier central de producción. Es imprescindible que estos equipos sean los adecuados y que desde el diseño de ingeniería se sepa especificar las características técnicas y funcionales de cada uno de estos. Para ello en el desarrollo de un contrato EPC la fase de compras tiene un rol específico. La buena coordinación entre el diseño de ingeniería y las compras puede llevar al contratista a ahorrar una suma considerable del presupuesto. Los equipos eléctricos se engloban en el concepto de servicios auxiliares. Clasificación de los servicios auxiliares:

• Esenciales: su falta produciría la parada de la central.

• Normales:

o Urgentes: su falta produce la reducción de la potencia de generación.

o Eventuales: su falta no condiciona el funcionamiento de la central.

Constitución de los servicios auxiliares:

• Un transformador de Servicios Auxiliares.

• Instalaciones trifásicas de BT en 690V para el suministro a motores asíncronos con potencias comprendidas entre 710kW y 150kW.

• Instalaciones trifásicas de BT en 400V para motores de potencia menores a 150kW, grupo de emergencia, accionamientos, y otras instalaciones, por ejemplo luz y fuerza.

• Alimentación de servicios esenciales.

• Rectificadores-baterías y barras de corriente continua.

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• Onduladores estáticos y barras de corriente alterna regulada.

Figura 3.1 Disposición básica de una central

1. Fase de compras La compra de equipos en un proyecto EPC comienza desde la fase más temprana del diseño de la instalación. Gran parte del contrato EPC estará condicionado a los equipos principales que constituyen la planta. Para la compra de cada uno de los equipos se consta de dos documentos que determinan las características y funciones de los mismos. Estos documentos son:

Especificación técnica (ET): tiene por objeto establecer las características técnicas del diseño, acopio de materiales, fabricación completa, suministro, inspecciones, pruebas en taller y en sitio del equipo requerido;

Hoja de datos (HDD): tiene por objeto establecer los principales valores técnicos y constructivos mínimos requeridos a los fabricantes.

Una vez se elaboran estos documentos se procede a contactar con los fabricantes. A los fabricantes se les hace llegar toda la información necesaria para que realicen el correcto diseño y dimensionamiento de los equipos requeridos. Además de la ET y HDD el fabricante necesitará de otros documentos como son las bases de diseño de la planta, los criterios de diseño eléctrico, mecánico o de instrumentación y control (I&C) o la ET de pintura. Además de los documentos técnicos es necesario que los fabricantes se adapten a las especificaciones comerciales que requieren las ofertas presentadas. En esta

99


especificación se concretan otros aspectos como son los hitos de pago, la forma de pago, el plazo de fabricación y entrega, el periodo de garantía o la inclusión de la puesta en marcha de los equipos. Una vez se ha recibido la oferta del fabricante esta pasa a ser estudiada por la ingeniería con el fin de ser validada técnicamente. Si una oferta recibe la validación de la ingeniería y si se llega a un entendimiento en las condiciones comerciales se adjudicará el equipo. Es durante este proceso cuando se tratará de adquirir el equipo que más se adapte a las necesidades de la planta. Para optimizar el resultado económico de la instalación se estudiarán los siguientes aspectos:

Precio por el que se compra el equipo.

Valores de los consumos propios de cada uno de estos equipos.

2. Equipos estudiados 2.1 Grupo turbina de vapor-generador El grupo turbina-generador es el equipo que más condiciona el diseño de la central y a su vez el contrato EPC. De los valores que resulten tales como la eficiencia de la turbina o la potencia nominal del generador dependerán el diseño y dimensionamiento del campo solar y de los servicios auxiliares. Según el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, se establece un régimen jurídico y económico de la producción de esta energía. Para ello las centrales termo solares de hasta 50MW recibirán una subvención a modo de prima por KWhe producido. La planta tiene una potencia instalada de 50MW. Es por esto que se ha escogido un modelo MAN-Turbo de 55MWe que suministrará potencia a una tensión de 11kV. Se dispone de 5MW para consumos propios. La decisión de que este fuese el grupo turbina-generador escogido se debe principalmente a los altos niveles de eficiencia. Estos niveles se recogen en la tabla XX. Se diseñó estableciéndose altos grados de eficiencia para los niveles de carga requeridos. Estos grados permiten conseguir un nivel de energía vertida a red óptimo para la cantidad de energía calorífica transferida por el circuito de agua-vapor.

Figura 3.2. Niveles de carga y eficiencia turbina-generador

101


103


105


Tabla 3.1 Cuadro resumen niveles de carga y eficiencia.

2.2 Bombas agua de alimentación Son bombas de 10 etapas. Bombean un caudal de 150,8 m3/h a 1226 mca con una eficiencia de 76,6% y una potencia absorbida de 586kW. El NSPHr de la bomba son 4,75 m. Para el punto de operación un caudal de 125,7 m3/h a 1223,4 mca con una eficiencia de 74.1% y una potencia absorbida de 500kW. El NSPHr de la bomba son 3,76 m. El caudal mínimo para la curva del punto de diseño es de 50 m3/h para la curva correspondiente al punto de diseño, 3394 rpm. Todas las máquinas, serán movidas por motores eléctricos de corriente alterna. El equipo de transmisión será diseñado para transmitir la máxima potencia al eje del rotor y a la velocidad de funcionamiento de diseño. Los accionamientos estarán dotados de la adecuada protección contra el polvo y la humedad y serán instalados en el exterior de las máquinas. Las cajas de terminales de conexión para cableado de fuerza y equipamiento auxiliar y/o instrumentación serán independientes. Los motores ofertados para estas bombas son de 710kW a 3394 rpm. Consta de cierres mecánicos simples para el sellado del eje. La refrigeración de los sellos se realiza con el API Plan 23. Se incluye la válvula de mínima circulación y la de contrapresión. Incorporan cierres simples y un sistema de sellado acorde al plan 23 (API 682). Se ofertaron bombas DIN, lo cual en términos del contrato EPC es totalmente válido. Respecto a cargas admisibles consta de 2 x API 610. En cuanto al sistema de sellado todos los plan 23.

Tabla 3.2 Hoja de datos Bombas agua de alimentación

106

PREP. BY

CHKD. BY

APPROVED

DATE

PUMP DATA SHEET ISSUE

Project number Client

Project title Document code

Address PID number

31 LAC11/12/13 AP001

Service of Unit Quantity 3 Size 3 x 50% Type

Intermitent Location Outdoors

Minimus continous recirculation flow

Design basis - Code / Specification ISO 13709

Shaft OD Max Coupling

mm 3

ºC Depth

barg

l/h

Required

YES

YES

YES

YES

Connection Size Type Position

Suction RF vertical

Discharge RF vertical

Vent

Case Drain

Seal

Casing C6 ISO 13709 Packing Throat Bushing

Impeller C6 ISO 13709 No&Size Ring Casing gasket

Impeller Wear Ring Mechanical seal Gland

Casing Wear Ring Rotating face Baseplate Cast iron

Shaft C6 ISO 13709 Stationary face Coupling / Shaft guard

Shaft sleeve C6 ISO 13709 Seal ring Other componen materials (list)

Lantern ring Auxiliary Gland

No Stages Weight pump and coupling kg

Bid impeller diameter mm baseplate kg

Maximum impeller diameter mm total kg

Minimum impeller diameter mm Space Requirements with driver

Speed rpm Overall length mm

Maximum efficiency (BEP) % Overall width mm

Efficiency at rated design % Outline

Rated power kW Cross section

Maximum power bid impeller kW Furnished by Vendor Model

Maximum power max impeller kW Pump

Rotation facing pump coupling Baseplate

Test pressure barg Coupling

Performance curve at ºC Coupling guard

Motor

Equipment Tag Numbers

PERFORMANCE

NPSH

300#

Notes

MECHANICAL DESIGN CONDITIONS

Tests Witnessed

PUMP DESIGN

Coupling guard

Casing split

PHYSICAL PROPERTIES (for one/each pump)

Fluid Characteristics

Centrifugal horizontal

Installation Location

Feed water pumps

liquidFluid Pumped

radial Bearings lube

Wear ring clearance

Stuffing box ID

Impeller type

Cooling water jackets

Corrosion allowance

Cooling water temperature

Support Lubricator

Shop Inspection

HydrostaticPacking

Rad bearing type

Pedestal

CONNECTIONS

1500#

Performance

MATERIALS

Manufacturer

Cooling water pressure Baseplate

Rating

Thrust bearing type

Temperature Mode Min. (10% load) Normal operation Maximum

Feed water

180

Viscosity mPa.s (cPo) 0,15 0,15

Temperature ºC 106,2 176,2

0,26

887

Vapor pressure bara 1,25 9,17 10,03

Density kg/m3 953

Operating flow mode Min flow (10% load) Nominal flow Design flow

891,1

PROCESS DESIGN CONDITIONS

Pump integration Pumps connected in parallel Type of operation

73,9

Total Flow Rate m3/h 26,0 248,9 298,7

Total Mass Flow Rate kg/s 6,9 61,6

149,3

Suction pressure bara 2,2 9,75 9,75

Flow Rate / pump m3/h 13,0 124,5

117,0

Differencial pressure bar 14 107,1 107,3

Discharge pressure bara 16,3 116,8

1227,1

NPSH Available m fluid 6,64

Operating/Design Head m fluid 150,0 1224,7

Shut-off head m fluid

NPSH Required m fluid

1411 - 1656

m3/h

Runout flow m3/h

107


Voltage (V) / Phase (PH) / Freq (Hz)

A minimum of 20.000 cycles shall be considered in the design of all materials and equipments.

Case 100% + bypass duty: heat turbine balance pending reception

TemperatureSuction

pressureFluid density

Differential

pressure

Discharge

pressure

Q each

pump

Design

differential

pressure

ºC bara kg/m3 bar bara m3/h bar

100% duty 176,2 9,75 891,2 107,1 116,8 124,44 107,3

75% duty 165,0 7,76 902,6 76,6 84,4 88,06 76,7

50% duty 150,6 5,70 917 51,1 56,8 57,18 51,2

25% duty 129,3 3,58 935,7 27,8 31,4 29,43 27,8

10% duty 106,2 2,22 953 14,0 16,3 13,02 14,0100%+bypass duty 175,3 9,61 891,2 106,9 116,5 116,3 107,1

24.815207.252

Process operating conditions for 2 parallel pumps

Operating modeTotal flow

kg/h

221.796

158.972

104.861

55.073

Motor Nameplate kW / HP (Est)

Fill the motor data sheet

DRIVER AND FREQUENCY CONVERTER

Notes (Vendor to provide all applicable missing information above)

Variable driveDriver Type

690 / 3 / 50

Start-up type Variable Frequency Driver

108

Tabla 3.3 Hoja de datos motores BT

0 Preliminar para oferta EPC

REV FECHA DESCRIPCIÓN ELABORADO REVISADO APROBADO

Item UNDS. REQUERIDO OFERTADO

1

1.1 *

1.2 *

1.3 *

1.4 Ud. *

1.5 UNE-EN 60034

1.6 *

2

2.1 S1

2.2 Código IM *

2.3 F / B

2.4 Código IC *

2.5 Jaula de ardilla

2.6 *

2.7 *

2.8 *

2.9

2.9.1 IP55

2.9.2 IP55

2.10

Se indica en la hoja

de datos del equipo

seleccionado

2.11

Se indica en la hoja

de datos del equipo

seleccionado

2.12 ºC *

2.13 m *

2.14

2.14.1 Ud. *

2.14.2 Ud. *

2.15

2.15.1 s *

2.15.2 s *

2.16

2.16.1 r.p.m. *

2.16.2 r.p.m. *

2.16.3 r.p.m. *

2.17 r.p.m. *

2.18 r.p.m. *

2.19

2.19.1 *

2.20 *

DOCUMENTO:

PROYECTO:

CLIENTE:

HOJA DE DATOS MOTORES BAJA TENSIÓN

General

DESCRIPCION

Construcción

Modelo (referencia del fabricante)

Normativa de fabricación aplicable

Lugar de fabricación

Fabricante

Cantidad de equipos

Velocidad máxima admisible en sentido contrario al normal

Motores para zona Eex

Zona / Clase / Clase de Tª

Velocidad

Síncrona

A plena carga

Crítica

Altitud máxima para la que se diseña el motor

Nº de arranques consecutivos con el motor

Sobrevelocidad admisible

A la Tª de funcionamiento (arranque en caliente)

A la Tª ambiente de 40ºC (arranque en frío)

Tiempo mínimo entre arranques

Grado de protección (IP)

Del motor

De la(s) caja(s) de bornas

Montaje (interior / exterior / área clasificada)

Tipo de rotor

Material del rotor

Material de los devanados del estator

Material de la carcasa

Temperatura ambiente máxima para la que se diseña el motor

Tipo de arranque previsto (directo / arrancador estático / variador de

frecuencia)

Sistema de refrigeración

Clase de aislamiento / calentamiento

Código/s KKS

Clase de eficiencia

A la Tª de funcionamiento (arranque en caliente)

A la Tª ambiente de 40ºC (arranque en frío)

Tipo de servicio

Forma constructiva

109


3

3.1 kW *

3.2 V

400 / 690

(Se indica en la hoja

de datos del equipo

accionado)

3.3 Hz 50

3.4 Ud. 3

3.5 Y / Δ

3.6 kV *

3.7 A *

3.8 A *

3.9 A *

3.10 s *

3.11 A *

3.12 s *

3.13 V *

3.14 A *

3.15 s *

3.16

3.16.1 s *

3.16.2 s *

3.17 s *

3.18 s *

3.19

3.19.1 % *

3.19.2 % *

3.19.3 % *

3.19.4 % *

3.19.5 % *

3.20

3.20.1 % *

3.20.2 % *

3.20.3 % *

3.20.4 % *

3.20.5 % *

3.20.6 % *

3.21

3.21.1 p.u. *

3.21.2 p.u. *

3.21.3 p.u. *

3.21.4 p.u. *

3.21.5 p.u. *

3.21.6 p.u. *

3.22 µF/fase *

3.23

3.23.1 *

3.23.2 *

3.24 *

3.25 Código IE *

Curvas

Par-velocidad al 100% y 80% de la tensión nominal

Intensidad-tiempo de arranque al 100% y 80% de la tensión nominal

Curva límite térmica, en frío y en caliente y con el motor funcionando o

en rotor bloqueado

Reactancia pérdidas del rotor

Reactancia magnetizante

Reactancia subtransitoria

Capacidad monofásica a tierra del devanado del estator

Parámetros del circuito equivalente del motor (en p.u. referidos a la

potencia, tensión y frecuencia nominales):

Resistencia por fase del estator

Resistencia por fase del rotor

Reactancia pérdidas del estator

3/4

2/4

1/4

1/4

Factor de potencia a tensión y frecuencia nominal con los siguientes

5/4

4/4

5/4

4/4

3/4

2/4

A la Tª ambiente de 40ºC

Constante de tiempo térmica de calentamiento del estator

Constante de tiempo térmica de enfriamiento con el motor parado

Rendimiento a tensión y frecuencia nominal con los siguientes valores

de carga (referidos a la plena carga):

Intensidad de arranque con mínima tensión de arranque

Tiempo de arranque a plena carga con mínima tensión de arranque

Tiempo máximo admisible con rotor bloqueado a tensión nominal:

A la Tª de funcionamiento

Tiempo de arranque a plena carga y al 100% de la tensión nominal

Intensidad de arranque al 80% de la tensión nominal

Tiempo de arranque a plena carga y al 80% de la tensión nominal

Tensión mínima de arranque garantizada

Tipo de conexión de los devanados del estator

Intensidad nominal (a plena carga)

Intensidad máxima admisible en régimen continuo y condiciones

nominales de tensión, frecuencia y aumento de temperatura

Intensidad de arranque al 100% de la tensión nominal

Potencia nominal

Tensión nominal

Frecuencia

Número de fases

Datos Eléctricos

con rotor bloqueado

Clase de rendimiento

Tensión soportada asignada con impulso de tipo rayo (cresta)

110

4

4.1 kg *

4.2 *

4.3 kgm2 *

4.4 kgm2 *

4.5 kgm2 *

4.6 Nm *

4.7 Nm *

4.8 Nm *

4.9 Nm *

4.10 Nm *

4.11 *

4.12

4.12.1 *

4.12.2 *

4.12.3 *

4.13 dB ≤85

4.14 mm/s (rms) *

5

5.1

5.1.1 *

5.1.2 *

5.1.3 *

5.1.4 *

5.1.5 horas *

5.2

5.2.1 *

5.2.2 *

5.2.3 *

5.2.4 *

5.2.5 horas *

5.3

5.3.1 *

5.3.2 *

5.3.3 *

5.3.4 *

5.3.5 horas *

6

6.1 *

6.2 meses *

6.3 meses *

Vida esperada

Vida esperada

Tiempo de reposición

Tipo

Sistemas de engrase

Tiempo de inspección

Tipo

Fabricante

Modelo

Tipo de lubricación

Modelo


Modelo

Engranajes

Correas

Nivel máximo de ruido (presión acústica a 1 m)

Nivel máximo de vibraciones

Cojinetes en motores verticales


Vida esperada

Cojinetes lado opuesto al acoplamiento

Fabricante

Tipo

Fabricante

Par mínimo

Sentido de giro visto desde el lado del acoplamiento y secuencia de

Sistema de transmisión

Directo

Cojinetes

Datos Mecánicos

Cojinetes lado acoplamiento

Engrase

Momento de inercia de la carga

Momento de inercia del acoplamiento

Peso total del motor

Plano de dimensiones

Par nominal del motor

Momento de inercia del motor

Par inicial de arranque

Par máximo

Par de carga

111


2.2.1 Bombas de HTF Las bombas principales y auxiliar de aceite térmico serán diseñadas de acuerdo al API 610 última edición. Las bombas principales serán de una sola etapa, BB2 o entre cojinetes. Todas las máquinas, serán movidas por motores eléctricos de corriente alterna. El equipo de transmisión será diseñado para transmitir la máxima potencia al eje del rotor y a la velocidad de funcionamiento de diseño. Los accionamientos estarán dotados de la adecuada protección contra el polvo y la humedad y serán instalados en el exterior de las máquinas.

7

7.1

7.1.1 *

7.1.2 *

7.1.3 *

7.1.4 *

7.1.5 mm2 A determinar

7.1.6 mm *

7.2

7.2.1 *

7.2.2 *

7.2.3 *

7.2.4 *


7.2.6 mm *

7.3

7.3.1 *

7.3.2 *

7.3.3 *

7.3.4 *


7.3.6 mm *

8

8.1 *

8.2 *

8.3 Ud. *

8.4 W *

8.5 V 230

9

9.1

9.1.1 Ud. *

9.1.2 PTC / PT100

9.1.3 ºC *

9.1.4 ºC *

9.1.5 *

9.1.6 *

9.1.7 *

9.1.8 *

9.2

9.2.1 Ud. *

9.2.2 PT100

9.2.3 ºC *

9.2.4 ºC *

9.2.5 *

9.2.6 *

9.2.7 *

9.2.8 *

10

10.1 *

10.2 mm2 *

11

11.1 *

11.2 Código RAL


Esquema de bornas

Sección de los cables de conexión

Caja de conexión de devanados

Fabricante

Modelo


Resistencias de calefacción

Cajas de Bornas

Diámetro del agujero de paso de cables

Caja de conexión de sensores de temperatura

Fabricante

Modelo

Medida de temperatura

Número

Potencia demandada a la tensión de alimentación nominal

Esquema de bornas



Detectores de temperatura en devanados

Tensión de alimentación nominal

Caja de conexión de resistencias de caldeo

Fabricante

Detectores de temperatura en cojinetes

Rango del convertidor

Cantidad

Modelo


Esquema de bornas



Fabricante

Modelo

Tipo

Valor de alarma por alta Tª

Valor de disparo por muy alta Tª

Fabricante

Modelo

Convertidor a 4-20 mA

Cantidad

Tipo

Fabricante

Modelo

Valor de alarma por alta Tª

Valor de disparo por muy alta Tª

Procedimiento de pintura

Color de acabado

Convertidor a 4-20 mA

Rango del convertidor

Tipo

Sección de cable admisible

Pintura

Terminales de Puesta a Tierra

112

Las cajas de terminales de conexión para cableado de fuerza y equipamiento auxiliar y/o instrumentación serán independientes. En cuanto a los cierres se requiere que sea marca Flowserve por su fiabilidad. En cuanto al sistema de sellado se requiere plan 23/52 de acuerdo al API 682, con plan de refrigeración K según API 610. Bombean un caudal de 760 m3/h a 235 m.c.f con una eficiencia de 81% y una potencia absorbida de 484 kW @ 3576 rpm. El NSPHr de la bomba son 15,8 m. El diámetro del rodete es 350,1 mm. El fabricante indicó en su oferta para que a cargas bajas (10% y 25%) se trabajase con una única bomba; a media carga (50%) se trabajase con dos bombas; y al 75% de carga con tres bombas y al 100% con las cuatro bombas. No obstante, desde el punto de vista de procesos, es recomendable que las bombas operen en paralelo, habiendo redundancia entre ellas, a continuación se muestra tabla resumen:

Tabla 3.4 Resumen datos bombas HTF

El caudal de run-out es un 110% del caudal de trabajo, 836 m3/h y 218 m, dando una potencia del motor de 550kW. Los motores ofertados para estas bombas son de 690kW a 2987 RPM a 40ºC. 1.2.3.1 Bomba auxiliar

Bomba de una sola etapa y en voladizo (OH2). Bombean un caudal de 731 m3/h a 118 m.c.f con una eficiencia de 83.3% y una potencia absorbida de 228kW a 2975 rpm. El NSPHr de la bomba son 18.5 m.c.f. El diámetro del rodete es 322.8 mm. El motor ofertado para esta bomba es de 275kW a 2983 rpm a 40ºC; Cierres y sistema de sellado mecánico dobles para el sellado del eje. El flushing de los sellos se realiza con el API Plan 23/52. El trazado de tubería de refrigeración según el plan K. Presión de Shutoff, el valor de la altura diferencial a válvula cerrada estará comprendido entre 115% y el 126% del punto de diseño. El ofertante garantiza un 117% y un valor de 261,6 m.

113


Los rodetes elegidos podrán ser sustituidos por otro de un diámetro exterior por lo menos un 5% superior.

Tabla 3.5 Hoja de datos bombas HTF

PREP. BY

CHKD. BY

APPROVED

DATE

PUMP DATA SHEET ISSUE REV.0



Address PID number

20JD_11/12/13/14/15 AP010

Service of Unit Quantity 5 Size 5 x 25% Type

Intermitent Location Outdoors

Minimus continous recirculation flow

Design basis - Code / Specification API 610 / API 682 / ISO 9905 class I

Shaft OD Max Coupling

mm 3

ºC Depth

barg

l/h

Required

YES

YES

YES

YES


Suction 12" RF vertical

Discharge 14" RF vertical

Vent

Case Drain

Seal

Casing C6 API 610 Packing Throat Bushing

Impeller C6 API 610 No&Size Ring Casing gasket

Impeller Wear Ring Mechanical seal C6 API 610 Gland

Casing Wear Ring Rotating face Baseplate Cast iron

Shaft C6 API 610 Stationary face Coupling / Shaft guard

Shaft sleeve Seal ring Other componen materials (list)

Lantern ring Auxiliary Gland

Runout flow m3/h

m3/h

Shut-off head %

NPSH Required m fluid

115% - 126% (270 m - 296 m)

235

NPSH Available m fluid 101,42

Operating/Design Head m fluid 44,8 203,4

29,1

Differencial pressure bar 4,0 16,1 18,6

Discharge pressure bara 14,5 26,6

760,6

Suction pressure bara 10,5 10,5 10,5

Flow Rate / pump m3/h 43,2 691,4

682,0

Total Flow Rate m3/h 172,9 2765,8 3042,4

Total Mass Flow Rate kg/s 43,75 620

PROCESS DESIGN CONDITIONS

Pump integration Pumps connected in parallel Type of operation

Operating flow mode Min flow (10% load) Nominal flow Design flow

693

Vapor pressure bara < 0.1 2,471 9,77

Density kg/m3 1022 807

393

Viscosity mPa.s (cPo) 1,63 0,21 0,13

Temperature ºC 65 302

liquid

Temperature Mode Min. Allowable Normal operation Max. Allowable

Fluid Pumped

Witnessed

Pedestal


Rating

Thrust bearing type


Performance

Cooling water temperature Stuffing box ID

Support Lubricator

Casing split radial Bearings lube

Impeller type


Packing

Tests

Shop Inspection

Corrosion allowance Wear ring clearance

PUMP DESIGN

Coupling guard

Rad bearing type

Hydrostatic

PHYSICAL PROPERTIES

Fluid Characteristics

Centrifugal horizontal

Installation Location Equipment Tag Numbers

Dowthem A or similar

HTF Circulating Pumps

NPSH

CONNECTIONS

300#

MATERIALS

300#

Notes

114

1.2.4 Bombas de refrigeración

Debido a su criticidad estas bombas deben cumplir con requerimientos mecánicos, eléctricos e I&C, conexiones, materiales de construcción, requerimientos de diseño.

La bomba posee un rodete de 520 mm siendo el mínimo para la bomba ofertada de 515 mm.

Todas las máquinas, serán movidas por motores eléctricos de corriente alterna. El equipo de transmisión será diseñado para transmitir la máxima potencia al eje del rotor y a la velocidad de funcionamiento de diseño. Los accionamientos estarán dotados de la adecuada protección contra el polvo y la humedad y serán instalados en el exterior de las máquinas. Las cajas de terminales de conexión para cableado de fuerza y equipamiento auxiliar y/o instrumentación serán independientes. Se adjudicó este equipo al fabricante atendiendo a que cumple con la vibración residual de la bomba estuvo en la zona adecuada de acuerdo a la norma ISO 10816, además de cumplir el resto de requerimientos incluidos en la ET y los correctos valores recogidos en la HDD.

No Stages Weight pump and coupling kg













Motor


A minimum of 24.000 cycles shall be considered in the design of all materials and equipments.

TemperatureSuction

pressureFluid density Q each

Required

differential

pressure

ºC barg kg/m3 m3/h bar

100% duty 302 10,5 807 691,45 16,1

75% duty 280 10,5 831 419,88 8,8

50% duty 255 10,5 856 237,62 5,6

25% duty 227 10,5 884 106,29 4,310% duty 196,9 10,5 911 43,22 4,014,5

26,6

19,3

16,1

14,8


Electric MotorDriver Type

690 / 3 / 50

Start-up type Variable Frequency Driver Fill motor data sheet

Motor Nameplate kW / HP (Est)

ATEX/Ex n [ai] IIA T1/ IP55


Manufacturer

558.000

348.921

203.400

93.96039.375

PERFORMANCE

Process operating conditions for 4 parallel pumps

Operating modeTotal flow

kg/h

Design discharge

pressure

bara

115


Tabla 3.6 Hoja de datos bombas de refrigeración

PREP. BY

CHKD. BY

APPROVED

DATE

ISSUE Rev. 0



Address PID number

31PGA20/30 AP001

Size 2 x 100%

Fluid Pumped bara

Fluid Characteristics bara 2,322

Pump integration bar

Minimum temperature ºC 4 bar 2,140

Normal temperature ºC 27 m fluid 27,52

Maximum temperature ºC 50 Design head m fluid 28,98

Viscosity at minimum temperature mPa·s (cP) 1,567 Shut-off head m fluid

Viscosity at normal (design) temperature mPa·s (cP) 0,851 Design suction pressure bara 1

Viscosity at maximum temperature mPa·s (cP) 0,5469 Design NPSH Available m fluid 11,89

Density at minimum temperature kg/m3 1000,0 NPSH Required / Minimum submergence m fluid

Density at normal (design) temperature kg/m3 996,5 Normal operation flow m3/h 450

Density at maximum temperature kg/m3 988,0 Design flow m3/h 495

Vapor pressure at maximum temperature bara 0,124 Runout flow m3/h

Location Minimum continuous recirculation flow m3/h

Type of operation

Design basis - Code / Specification ISO 5199 / EN 25199

Shaft OD Max Coupling Rigid

mm

ºC Row 87 Depth

barg Row 87

l/h

Required

YES

YES

YES

YES


Suction - - vertical

Discharge 10" FF horizontal

Vent

Case Drain

Seal

Casing / Suction Bell A36 / Optional: A743 CF8M Lantern ring Auxiliary Gland

Head / Column A36 / Optional: A312 TP316 Packing Throat Bushing

Impeller A743 CF8M No&Size Ring Casing gasket

Impeller Wear Ring Mechanical seal Gland

Casing Wear Ring Rotating face Baseplate A36

Shaft A479 Tp410 Stationary face Coupling / Shaft guard

Shaft sleeve Seal ring Case and gland studs A193 B8M

MATERIALS (see ROW 88)

According ANSI B16.5

Dimensions shall be indicated in technical quotation

Filtered water

NPSH

CONNECTIONS

150#

Mechanical seal

Design structural pressure at max Tª

Normal operating discharge pressureliquid

Pumps connected in parallel

Installation Location

Notes

Equipment Tag Numbers

PROCESS DESIGN CONDITIONS (for one/each pump)

Differential pressure

Intermitent

YES

Cooling water temperature Stuffing box ID


Radial Bearings lube

-

Pedestal Performance

Shop Inspection

Hydrostatic


Rating

Thrust bearing type

PUMP DESIGN

Casing split

Impeller type

Support Lubricator

Differential pressure MAX

Operating head

Outdoors


Coupling guard

Corrosion allowance Wear ring clearance

Radial bearing type

Seal type

YES

WitnessedTests

PUMP DATA SHEET

Type Vertical (wet pit)Quantity 2Auxilary cooling w ater pumpsService of Unit

No Stages 1 Weight pump and coupling kg













Motor


Motor drive kW rpm

masl 568,32

Maximum air temperature (dry bulb) ºC 36 Bas.Seism.Acceleration/Contr.Fact. ab = 0,07 g k = 1

Minimum air temperature (dry bulb) ºC -6 Relative Humidity MAX / MIN

Anual average air temperature (dry bulb) ºC 21 Relative Humidity annual average

Pumped fluid

Supplier shall check and confirm pump materials in accordance water quality available for 25 years and 20000 cycles. Special care must be done to avoid chlorides pitting corrosion in idle

pump.

Service factor400 / 3 / 50

Machine type code Temperature Rise

Machine type VERTICAL Full Load Amps

Locked Rotor Amps

Explosion-proof "T" Code Rating

Electric Motor Standard Motor Efficiency (full load)

1,1

< 85 dBA


Manufacturer

PERFORMANCE

Driver Type

Mounting designation

Protected by enclosure IP 55 Weight (kg)

Insulation class F Accessories

Method of cooling Maximum Sound Pressure Level

100% / 5%


in compl. with NSCR-02

SITE DATA

Seismic classificationSite elevation

Remarks & Special requirements

Pumps to include suction strainer

Standards IEC

47,50%

116

1.2.5 Motores torre de refrigeración

Motor eléctrico de jaula de ardilla de alta eficiencia, bajo nivel de ruido y con caja de

No Stages 1 Weight pump and coupling kg













Motor


Motor drive kW rpm

masl 568,32

Maximum air temperature (dry bulb) ºC 36 Bas.Seism.Acceleration/Contr.Fact. ab = 0,07 g k = 1

Minimum air temperature (dry bulb) ºC -6 Relative Humidity MAX / MIN

Anual average air temperature (dry bulb) ºC 21 Relative Humidity annual average

Pumped fluid

L2(mm) Supplier

X3(mm) Supplier

X4(mm) Supplier

L1(mm) Supplier

H1(mm) Supplier

X1(mm) Supplier

X2(mm) Supplier

Dh(mm) Supplier

Total flow TemperatureSuction

pressure

Fluid

density

Differential

pressure

Design

discharge

pressure

Q eachDifferential

pressure

kg/h ºC barg kg/m3 bar barg m3/h mca

Supplier shall check and confirm pump materials in accordance water quality available for 25 years and 20000 cycles. Special care must be done to avoid chlorides pitting corrosion in idle

pump.

Service factor400 / 3 / 50

SKETCH

Machine type code Temperature Rise

Machine type VERTICAL Full Load Amps

Locked Rotor Amps

Explosion-proof "T" Code Rating

Electric Motor Standard Motor Efficiency (full load)

1,1

< 85 dBA


Manufacturer

PERFORMANCE

Driver Type

Mounting designation

Protected by enclosure IP 55 Weight (kg)

Insulation class F Accessories

Method of cooling Maximum Sound Pressure Level

100% / 5%


in compl. with NSCR-02

SITE DATA

Seismic classificationSite elevation

Process operating conditions (supplier shall indicate the operation of the pumps in these points)

Operating mode

Remarks & Special requirements

Pumps to include suction strainer

Standards IEC

47,50%

3310 mmTO BE CONFIRMED

500

117


engranajes de doble reducción. Dos celdas de la torre tendrán ventilador accionado por motor de doble velocidad y la tercera de ellas será accionada por variador de velocidad.

Motores de baja tensión de dos velocidades (690V / 3 fases / 50Hz) para los ventiladores. Uno de los tres motores está preparado para accionamiento mediante variador de velocidad. Las palas del ventilador son de PRFV.

Tabla 3.7 Hoja de datos motores torres de refrigeración

1.2.6 Variadores de frecuencia

1.2.6.1 Variadores de 690V

La planta consta de 3 variadores para el accionamiento de las bombas de agua de alimentación con una potencia de 710 kW, 5 variadores para el accionamiento de las

Prep. By

Chkd. By

Approved

Date

Issue REV. 0

Client:

Project Title:

Project Number // Document Code:

Installation Location and Address:

PID number:

Unit Service:

Size & Type:

Type of Tower:

Equipment Tag Nº:

FAN DRIVER - EACH

Motor Supplied By | Motor Manufacturer:

Number Motors Required | Electric Power Available:

One or Two Speed | Type Motor (Open, TEFC, XP):

Absorved/Rated Horsepower | Service Factor:

Nominal Velocity | Efficiency at Nominal Load:

Isolation | Cooling:

MATERIALS

Structural Members | Non-Structural Members:

Basin → Hot | Cold:

Drift Eliminators/Spacers | Sliding:

Fill | Filling Supporting Structure:

Inlet Louvers | Hardware/Joint Connectors:

Drive-Shaft/Coupling | Distribution Header/Nozzles:

Anchor Casting | Motor and Gear Support:

Ladder, Safety Cage, Handrail, Toe Board:

Fan | Fan Blades | Fan Stack::

GEAR

Type | Model Number | Manufacturer:

Speed Ratio | AGMA Service Factor:

COUPLING

Type | Model Number | Manufacturer:

Rated HP / RPM:

See specification

See specification

GEAR

See specification

See specification

See specification

> 2

COUPLING

Two Speed / Frequency

regulationTEFC

See specification

MATERIALS

FAN DRIVER - EACH

1 per Cell

See specification

690 V / 50 Hz

See specification

See specification

COOLING TOWER DATA SHEET

31PAB01AH001, 31PAB01AH002, 31PAB01AH003

Induced Draft.

Cooling Tower.

1 x 3 Cells.

118

bombas de HTF con una potencia de 550 kW y un variador para el accionamiento de uno de los ventiladores de las torres de refrigeración con una potencia de 160 kW para una tensión de alimentación de 690 V. Debido a los peligros potenciales, se requerirán medidas para la protección de vidas humanas, equipos y materiales. Básicamente, todas las partes vivas durante el funcionamiento a tensiones superiores a 50 V deberán ser aisladas o cubiertas para que no puedan ser tocadas accidentalmente. Se aislarán galvánicamente la parte de control y de potencia, de tal modo que los cables de control no puedan tener la misma tensión que la red de alimentación en relación a tierra. Todos los armarios o bastidores deberán tener al menos dos puntos para conexión a la red de puesta a tierra, situados en sus extremos. La potencia del variador estará de acuerdo con la potencia del motor al que da servicio, siendo capaz de suministrarla dentro de todo el rango de frecuencia y potencia en el que dicho motor pueda funcionar. El variador deberá, asimismo, estar preparado para poder soportar las sobrecargas que pueda sufrir el motor al que alimenta. El variador deberá permitir el ajuste de velocidad de los motores asíncronos sin escalones, y además, deberá ser equipado totalmente para el control y monitorización remota desde el sistema de control distribuido Es importante la instalación de ventilación redundante en el caso de que esta sea forzada, dado que se trata de una exigencia de la Propiedad.

119


Tabla 3.8 Hoja de datos variadores 690V

0



1

1.1 Ud. 3

1.2 -

31MBJ10

31MBJ20

31MBJ30

1.3 -

1.4 -

1.5 -

1.6 - UNE/IEC

1.7 - Interior

2

2.1 V 690

2.2 % ±52.2 Hz 50

2.3 Ud. 3

2.4 kA/s 80/1

2.5 S/N SI

2.6 -

2.6.1 - Bomba

2.6.2 kW A confirmar

2.6.3 rpm A confirmar


2.6.5 - A confirmar

2.6.6 Nm A confirmar

2.6.7 - A confirmar

2.6.8 s A confirmar

2.7 -

2.7.1 - A confirmar

2.7.2 - A confirmar

2.7.3 kW 710 (estimada)

2.7.4 Hz 50


2.7.6 V 690

2.7.7 - A confirmar

2.7.8 % A confirmar

2.7.9 kgm2 A confirmar

2.7.10 - A confirmar

2.7.11 - NO

DOCUMENTO: HOJA DE DATOS

VARIADORES DE VELOCIDAD PARA

MOTORES DE BAJA TENSIÓN DE 690V

Margen tensión de entrada

Modelo


Instalación

Tensión nominal

Datos Generales

Tensión nominal

Momento de inercia

DESCRIPCION

Construcción

Cantidad de equipos

Identificación del equipo

Fabricante


Velocidad nominal

Rango de velocidad

Características de carga

Tipo

Potencia nominal en el eje

Velocidad nominal

Modelo

Potencia nominal

Factor de potencia

Rendimiento

Par resistivo

Factor de sobrecarga

Duración de sobrecarga

Motor eléctrico (*)

Fabricante

Frecuencia nominal

Frecuencia

Número de fases

Refrigeración

Protección "EX"

Intensidad cortocircuito / tiempo

Cumplimiento EN 61800-3

Equipo accionado (*)

120

3

3.1 -

3.2 - N/A

3.2.1 V N/A

3.2.2 V N/A

3.2.3 kVA N/A

3.2.4 % N/A

3.2.5 - N/A

3.2.6 - N/A

3.2.7 - N/A

3.3 -

3.3.1 -Interruptor

magnetotérmico

3.3.2 - Cable

3.3.3 A

3.4 -

3.4.1 - 6 pulsos

3.4.2 -

3.5 -

3.5.1 -

3.5.2 -

3.6 -

3.6.1 kVA

3.6.2 V

3.6.3 V

3.6.4 Hz

3.6.5 Hz

3.6.6 - 110%, 1 min

3.6.7 -

3.6.8 kHz

3.6.9 -

3.6.10 -

3.6.11 % >97

3.6.12 s

3.6.13 s

3.7 -

3.7.1 S/N SI

3.7.2 S/N

3.7.3 AIntensidad nominal de salida

Tensión nominal de secundario

Tecnología

Salida

Equipo de filtrado

Rendimiento

Intensidad nominal de entrada

Convertidor

Tensión nominal

Tensión de funcionamiento

Frecuencia de salida

Capacidad de sobrecarga de corta duración

Capacidad de sobrecarga continua

Características del variador

Reactancias

Inversor. Tecnología

Potencia nominal

Resolución frecuencia

Tensión nominal de primario

Transformador

Puente de rectificadores (Nº pulsos). Tecnología

Nº diodos

Bus intermedio de cc

Condensadores

Factor de potencia fundamental

Potencia nominal

Impedancia de cortocircuito

Refrigeración

Envolvente / Grado de protección

Conexión transformador - convertidor (cable / busbar)

Factor de potencia total

Frecuencia de conmutación

Tiempo de aceleración

Inductancia de salida

Tiempo de deceleración

Equipamiento

Conexión

Entrada

121


4

4.1 -

4.1.1 IP 41

4.1.2 -

4.1.3 -

4.2 -

4.2.1 mm

4.2.2 mm

4.2.3 mm

4.3 kg

4.4 -

4.5 -

4.5.1 A

4.5.2 -

4.5.3 m

4.5.4 - Parte Inferior

4.6 -

4.6.1 A

4.6.2 -

4.6.3 m


4.7 dB <85

4.8 mm/s

4.9 -

4.9.1 -

4.9.2 %

4.9.3 %

4.9.4 %

4.9.2 %

4.9.3 %

4.9.4 %

4.9.5 %

4.9.6 %

4.9.7 %

4.9.8 %

4.9.9 %

4.9.10 %

4.9.11 %

4.9.12 %

4.9.13 %

4.9.14 %

4.9.15 -

4.9.16 %

4.9.17 %

4.9.18 %

4.9.19 %

4.9.20 %

4.9.21 %

4.9.22 %

4.9.23 %

4.9.24 %

4.9.25 %

4.9.26 %

4.9.27 %

4.9.28 %

4.9.29 %

4.9.30 %

4.9.31 %

4.9.32 % <5

4.9.33 %

4.10 - SI

4.10.1 Ud.

4.10.2 V 230

4.10.3 kW

Otras características


Número

29º armónico

31º armónico

49º armónico

THD(i)

Resistencias anticondensación

THD(v)

35º armónico

37º armónico

41º armónico

25º armónico

Longitud máxima

Entrada de cables

13º armónico

17º armónico

31º armónico

7º armónico

7º armónico

Material

Intensidad nominal para cálculo

Características principales

Alto

Dimensiones

Ancho

Color

Largo

Envolvente

49º armónico

De tensión

5º armónico

Grado de protección

19º armónico

23º armónico

11º armónico

Peso

Refrigeración

Cable de alimentación

47º armónico

37º armónico

41º armónico

43º armónico

11º armónico

13º armónico

17º armónico

19º armónico

23º armónico

25º armónico

29º armónico



Longitud máxima

Nivel de ruido máximo

35º armónico

Nivel de vibraciones máximas permitidas

Nivel de armónicos máximos en la alimentación

De intensidad

5º armónico


Entrada de cables

Cable de conexión al motor

43º armónico

47º armónico

122

5

5.1 -

5.1.1 Ud. 1

5.1.2 V 230

5.1.3 kW

5.2 -

5.2.1 S/N SI

5.2.2 S/N SI

5.2.3 S/N SI

5.2.4 S/N SI

5.2.5 -

5.3 -

5.3.1 S/N SI

5.3.2 S/N SI

5.3.3 S/N SI

5.3.4 S/N SI

5.3.5 S/N SI

5.3.6 S/N SI

5.3.7 S/N SI

5.3.8 S/N SI

5.3.9 S/N SI

5.4 -

5.4.1 S/N SI

5.4.2 S/N SI

5.4.3 S/N SI

5.4.4 S/N SI

5.4.5 S/N SI

5.4.6 S/N SI

5.4.7 S/N SI

5.4.8 S/N SI

5.4.9 S/N SI

5.4.10 S/N SI

5.4.11 S/N SI

5.4.12 -

5.5 -

5.5.1 S/N SI

5.5.2 S/N SI

5.5.3 S/N SI

5.5.4 S/N SI

5.5.5 S/N SI

5.5.6 S/N SI

5.5.7 S/N SI

5.5.8 -Otras señales

Control, protección y monitorización


Control local

Local / Remoto


Alimentación auxiliar

Nª de alimentaciones

ON / OFF

Ajuste velocidad

Interruptor Abrir / Cerrar

Variador en funcionamiento

Intensidad de salida

Variador preparado

Otros

Señalización local

Tensión de línea


Funciones de protección / señalización

Sobretemperatura

Monitorización tensión de línea

Mínima tensión de la línea

Ajuste de velocidad

Temperatura del motor. Alarma.

Temperatura del motor. Disparo.

Señalización de protecciones

Fallo alimentación a motor

Cortocircuito en alimentación a motor

Falta a tierra

Motor bloqueado

Sobreintensidad

Monitorización tensión de control

Protección del variador

Monitorización de ventilador

Alarma de fallo de grupo

ON / OFF

Ajuste de velocidad

Indicación del potenciometro de velocidad

Indicación de velocidad

Otras protecciones

Control y señalización remota

Local / Remoto

Intensidad del motor

123


0



1

1.1 Ud. 5

1.2 -

20MBJ10

20MBJ20

20MBJ30

20MBJ40

20MBJ50

1.3 - *

1.4 - *

1.5 - *

1.6 - UNE/IEC

1.7 - Interior

2

2.1 V 690

2.2 % ±52.2 Hz 50

2.3 Ud. 3

2.4 kA/s 80/1

2.5 S/N SI

2.6 -

2.6.1 - Bomba




2.6.5 - A confirmar


2.6.7 - A confirmar

2.6.8 s A confirmar

2.7 -

2.7.1 - A confirmar

2.7.2 - A confirmar


2.7.4 Hz 50


2.7.6 V 690

2.7.7 - A confirmar

2.7.8 % A confirmar



2.7.11 - Ex nA II T3

Datos Generales

Rendimiento

Momento de inercia

Rango de velocidad


Par resistivo


Frecuencia nominal

Velocidad nominal

Tensión nominal

Tensión nominal

Frecuencia

Número de fases

Refrigeración

Protección "EX"




Fabricante

Factor de potencia

Modelo

Potencia nominal

Tipo


Velocidad nominal



DESCRIPCION

Construcción

Cantidad de equipos


Fabricante






Modelo


Instalación

124

3

3.1 -

3.2 - N/A

3.2.1 V N/A

3.2.2 V N/A

3.2.3 kVA N/A

3.2.4 % N/A

3.2.5 - N/A

3.2.6 - N/A

3.2.7 - N/A

3.3 -

3.3.1 -Interruptor

magnetotérmico

3.3.2 - Cable

3.3.3 A

3.4 -

3.4.1 - 6 pulsos

3.4.2 -

3.5 -

3.5.1 -

3.5.2 -

3.6 -

3.6.1 kVA

3.6.2 V

3.6.3 V

3.6.4 Hz

3.6.5 Hz

3.6.6 - 110%, 1 min

3.6.7 -

3.6.8 kHz

3.6.9 -

3.6.10 -

3.6.11 % >97

3.6.12 s

3.6.13 s

3.7 -

3.7.1 S/N SI

3.7.2 S/N

3.7.3 A

Nº diodos








Equipo de filtrado

Condensadores

Reactancias

Tensión nominal






Equipamiento

Potencia nominal


Refrigeración


Entrada





Salida

Rendimiento

Conexión


Convertidor

Potencia nominal


Intensidad nominal de salida

Tecnología

Transformador


125


4

4.1 -

4.1.1 IP 41

4.1.2 -

4.1.3 -

4.2 -

4.2.1 mm

4.2.2 mm

4.2.3 mm

4.3 kg

4.4 -

4.5 -

4.5.1 A

4.5.2 -

4.5.3 m


4.6 -

4.6.1 A

4.6.2 -

4.6.3 m


4.7 dB <85

4.8 mm/s

4.9 -

4.9.1 -

4.9.2 %

4.9.3 %

4.9.4 %

4.9.2 %

4.9.3 %

4.9.4 %

4.9.5 %

4.9.6 %

4.9.7 %

4.9.8 %

4.9.9 %

4.9.10 %

4.9.11 %

4.9.12 %

4.9.13 %

4.9.14 %

4.9.15 -

4.9.16 %

4.9.17 %

4.9.18 %

4.9.19 %

4.9.20 %

4.9.21 %

4.9.22 %

4.9.23 %

4.9.24 %

4.9.25 %

4.9.26 %

4.9.27 %

4.9.28 %

4.9.29 %

4.9.30 %

4.9.31 %

4.9.32 % <5

4.9.33 %

4.10 - SI

4.10.1 Ud.

4.10.2 V 230

4.10.3 kW

49º armónico

37º armónico

41º armónico

43º armónico

47º armónico





Envolvente




Dimensiones

Ancho

29º armónico

De intensidad

5º armónico

7º armónico

11º armónico

Longitud máxima

Entrada de cables



5º armónico

7º armónico

11º armónico

41º armónico

43º armónico

47º armónico

49º armónico

De tensión

31º armónico

35º armónico

37º armónico

17º armónico

19º armónico

23º armónico

25º armónico

13º armónico

25º armónico

13º armónico

Material

Color


Longitud máxima

Peso

Refrigeración

Largo

Alto

THD(i)

THD(v)

Número



31º armónico

35º armónico

29º armónico

Entrada de cables


17º armónico

19º armónico

23º armónico


126

5

5.1 -

5.1.1 Ud. 1

5.1.2 V 230

5.1.3 kW

5.2 -

5.2.1 S/N SI

5.2.2 S/N SI

5.2.3 S/N SI

5.2.4 S/N SI

5.2.5 -

5.3 -

5.3.1 S/N SI

5.3.2 S/N SI

5.3.3 S/N SI

5.3.4 S/N SI

5.3.5 S/N SI

5.3.6 S/N SI

5.3.7 S/N SI

5.3.8 S/N SI

5.3.9 S/N SI

5.4 -

5.4.1 S/N SI

5.4.2 S/N SI

5.4.3 S/N SI

5.4.4 S/N SI

5.4.5 S/N SI

5.4.6 S/N SI

5.4.7 S/N SI

5.4.8 S/N SI

5.4.9 S/N SI

5.4.10 S/N SI

5.4.11 S/N SI

5.4.12 -

5.5 -

5.5.1 S/N SI

5.5.2 S/N SI

5.5.3 S/N SI

5.5.4 S/N SI

5.5.5 S/N SI

5.5.6 S/N SI

5.5.7 S/N SI

5.5.8 -

Otras protecciones


Local / Remoto

ON / OFF


Otras señales

Ajuste de velocidad








Falta a tierra

Motor bloqueado


Sobretemperatura



Sobreintensidad



Otros

Ajuste de velocidad




Ajuste velocidad

Variador preparado



Tensión de línea







Control local

Local / Remoto

ON / OFF


127


0



1

1.1 Ud. 1

1.2 - 00MBJ10

1.3 -

1.4 -

1.5 -

1.6 - UNE/IEC

1.7 - Interior

2

2.1 V 690

2.2 % ±52.2 Hz 50

2.3 Ud. 3

2.4 kA/s 80/1

2.5 S/N SI

2.6 -

2.6.1 - Ventilador




2.6.5 - A confirmar


2.6.7 - A confirmar

2.6.8 s A confirmar

2.7 -

2.7.1 - A confirmar

2.7.2 - A confirmar


2.7.4 Hz 50


2.7.6 V 690

2.7.7 - A confirmar

2.7.8 % A confirmar



2.7.11 - NO

Datos Generales

Tensión nominal

Refrigeración

Tensión nominal

Factor de potencia

Rendimiento

Momento de inercia


Par resistivo





Número de fases


Protección "EX"



Tipo

Frecuencia

Potencia nominal

Frecuencia nominal


Velocidad nominal

Rango de velocidad

Fabricante

Modelo

Velocidad nominal

DESCRIPCION

Construcción

Cantidad de equipos


Fabricante





Modelo


Instalación

128

3

3.1 -

3.2 - N/A

3.2.1 V N/A

3.2.2 V N/A

3.2.3 kVA N/A

3.2.4 % N/A

3.2.5 - N/A

3.2.6 - N/A

3.2.7 - N/A

3.3 -

3.3.1 -Interruptor

magnetotérmico

3.3.2 - Cable

3.3.3 A

3.4 -

3.4.1 - 6 pulsos

3.4.2 -

3.5 -

3.5.1 -

3.5.2 -

3.6 -

3.6.1 kVA

3.6.2 V

3.6.3 V

3.6.4 Hz

3.6.5 Hz

3.6.6 - 110%, 1 min

3.6.7 -

3.6.8 kHz

3.6.9 -

3.6.10 -

3.6.11 % >97

3.6.12 s

3.6.13 s

3.7 -

3.7.1 S/N SI

3.7.2 S/N

3.7.3 A


Tecnología


Salida

Equipo de filtrado

Rendimiento






Reactancias


Potencia nominal

Tensión nominal


Convertidor



Refrigeración


Entrada

Equipamiento



Conexión


Condensadores





Nº diodos



Potencia nominal

Transformador


129


4

4.1 -

4.1.1 IP 41

4.1.2 -

4.1.3 -

4.2 -

4.2.1 mm

4.2.2 mm

4.2.3 mm

4.3 kg

4.4 -

4.5 -

4.5.1 A

4.5.2 -

4.5.3 m


4.6 -

4.6.1 A

4.6.2 -

4.6.3 m


4.7 dB <85

4.8 mm/s

4.9 -

4.9.1 -

4.9.2 %

4.9.3 %

4.9.4 %

4.9.2 %

4.9.3 %

4.9.4 %

4.9.5 %

4.9.6 %

4.9.7 %

4.9.8 %

4.9.9 %

4.9.10 %

4.9.11 %

4.9.12 %

4.9.13 %

4.9.14 %

4.9.15 -

4.9.16 %

4.9.17 %

4.9.18 %

4.9.19 %

4.9.20 %

4.9.21 %

4.9.22 %

4.9.23 %

4.9.24 %

4.9.25 %

4.9.26 %

4.9.27 %

4.9.28 %

4.9.29 %

4.9.30 %

4.9.31 %

4.9.32 % <5

4.9.33 %

4.10 - SI

4.10.1 Ud.

4.10.2 V 230

4.10.3 kW

37º armónico

41º armónico

43º armónico

47º armónico


49º armónico

Entrada de cables



De intensidad




Longitud máxima

41º armónico

43º armónico

47º armónico

49º armónico

5º armónico

7º armónico

11º armónico

13º armónico

De tensión

29º armónico

31º armónico

35º armónico

37º armónico

17º armónico

19º armónico

23º armónico


17º armónico

19º armónico

23º armónico

25º armónico

13º armónico

25º armónico

5º armónico

7º armónico

11º armónico



Envolvente


29º armónico

Material

Color


Longitud máxima

Entrada de cables

Dimensiones

Ancho

Largo

Alto

Peso

Refrigeración

31º armónico

35º armónico

THD(i)

THD(v)

Número




130

1.2.6.2 Variadores de velocidad 400V La planta consta de 3 variadores para el accionamiento de las bombas de condensado con una potencia de 110kW y un variador para el accionamiento de la bomba auxiliar de HTF y una potencia de 315kW, para una tensión de alimentación de 400 V. Debido a los peligros potenciales, se requerirán medidas para la protección de vidas humanas, equipos y materiales. Básicamente, todas las partes vivas durante el funcionamiento a tensiones superiores a 50 V deberán ser aisladas o cubiertas para que no puedan ser tocadas accidentalmente. Se aislarán galvánicamente la parte de control y de potencia, de tal modo que los cables de control no puedan tener la misma tensión que la red de alimentación en relación a tierra. Todos los armarios o bastidores deberán tener al menos dos puntos para conexión a la red de puesta a tierra, situados en sus extremos. La potencia del variador estará de acuerdo con la potencia del motor al que da servicio, siendo capaz de suministrarla dentro de todo el rango de frecuencia y potencia en el que dicho motor pueda funcionar. El variador deberá, asimismo, estar

5

5.1 -

5.1.1 Ud. 1

5.1.2 V 230

5.1.3 kW

5.2 -

5.2.1 S/N SI

5.2.2 S/N SI

5.2.3 S/N SI

5.2.4 S/N SI

5.2.5 -

5.3 -

5.3.1 S/N SI

5.3.2 S/N SI

5.3.3 S/N SI

5.3.4 S/N SI

5.3.5 S/N SI

5.3.6 S/N SI

5.3.7 S/N SI

5.3.8 S/N SI

5.3.9 S/N SI

5.4 -

5.4.1 S/N SI

5.4.2 S/N SI

5.4.3 S/N SI

5.4.4 S/N SI

5.4.5 S/N SI

5.4.6 S/N SI

5.4.7 S/N SI

5.4.8 S/N SI

5.4.9 S/N SI

5.4.10 S/N SI

5.4.11 S/N SI

5.4.12 -

5.5 -

5.5.1 S/N SI

5.5.2 S/N SI

5.5.3 S/N SI

5.5.4 S/N SI

5.5.5 S/N SI

5.5.6 S/N SI

5.5.7 S/N SI

5.5.8 -

ON / OFF


Otras señales

Ajuste de velocidad





Falta a tierra

Motor bloqueado

Otras protecciones


Local / Remoto


Sobreintensidad









Sobretemperatura


Otros

Ajuste de velocidad


Ajuste velocidad




Tensión de línea


Variador preparado




Control local

Local / Remoto

ON / OFF



131


preparado para poder soportar las sobrecargas que pueda sufrir el motor al que alimenta. El variador deberá permitir el ajuste de velocidad de los motores asíncronos sin escalones, y además, deberá ser equipado totalmente para el control y monitorización remota desde el sistema de control distribuido. Es importante la instalación de ventilación redundante en el caso de que esta sea forzada, dado que se trata de una exigencia de la Propiedad.

Tabla 3.9 Hoja de datos variadores 400V

0



1

1.1 Ud. 3

1.2 -

31MBJ40

31MBJ50

31MBJ60

1.3 -

1.4 -

1.5 -

1.6 - UNE/IEC

1.7 - Interior

2

2.1 V 400

2.2 % ±52.2 Hz 50

2.3 Ud. 3

2.4 kA/s 50/1

2.5 S/N SI

2.6 -

2.6.1 - Bomba

2.6.2 kW 71,5

2.6.3 rpm 1312

2.6.4 rpm 745-1334

2.6.5 -

2.6.6 Nm

2.6.7 -

2.6.8 s

2.7 -

2.7.1 - VEM

2.7.2 -K21R 315 S4

TWS IL HW

2.7.3 kW 110

2.7.4 Hz 50

2.7.5 rpm 1485

2.7.6 V 400

2.7.7 - 0,86

2.7.8 % 95,1

2.7.9 kgm2 1,96

2.7.10 -

2.7.11 - NO

Datos Generales

Tensión nominal

Refrigeración

Tensión nominal

Factor de potencia

Rendimiento

Momento de inercia


Par resistivo





Número de fases


Protección "EX"



Tipo

Frecuencia

Potencia nominal

Frecuencia nominal


Velocidad nominal

Rango de velocidad

Fabricante

Modelo

Velocidad nominal

DESCRIPCION

Construcción

Cantidad de equipos


Fabricante





Modelo


Instalación

132

3

3.1 -

3.2 - N/A

3.2.1 V N/A

3.2.2 V N/A

3.2.3 kVA N/A

3.2.4 % N/A

3.2.5 - N/A

3.2.6 - N/A

3.2.7 - N/A

3.3 -

3.3.1 -Interruptor

magnetotérmico

3.3.2 - Cable

3.3.3 A

3.4 -

3.4.1 - 6 pulsos

3.4.2 -

3.5 -

3.5.1 -

3.5.2 -

3.6 -

3.6.1 kVA

3.6.2 V

3.6.3 V

3.6.4 Hz

3.6.5 Hz

3.6.6 - 110%, 1 min

3.6.7 -

3.6.8 kHz

3.6.9 -

3.6.10 -

3.6.11 % >97

3.6.12 s

3.6.13 s

3.7 -

3.7.1 S/N SI

3.7.2 S/N

3.7.3 A


Tecnología


Salida

Equipo de filtrado

Rendimiento






Reactancias


Potencia nominal

Tensión nominal


Convertidor



Refrigeración


Entrada

Equipamiento



Conexión


Condensadores





Nº diodos



Potencia nominal

Transformador


133


4

4.1 -

4.1.1 IP 41

4.1.2 -

4.1.3 -

4.2 -

4.2.1 mm

4.2.2 mm

4.2.3 mm

4.3 kg

4.4 -

4.5 -

4.5.1 A

4.5.2 -

4.5.3 m


4.6 -

4.6.1 A

4.6.2 -

4.6.3 m


4.7 dB <85

4.8 mm/s

4.9 -

4.9.1 -

4.9.2 %

4.9.3 %

4.9.4 %

4.9.2 %

4.9.3 %

4.9.4 %

4.9.5 %

4.9.6 %

4.9.7 %

4.9.8 %

4.9.9 %

4.9.10 %

4.9.11 %

4.9.12 %

4.9.13 %

4.9.14 %

4.9.15 -

4.9.16 %

4.9.17 %

4.9.18 %

4.9.19 %

4.9.20 %

4.9.21 %

4.9.22 %

4.9.23 %

4.9.24 %

4.9.25 %

4.9.26 %

4.9.27 %

4.9.28 %

4.9.29 %

4.9.30 %

4.9.31 %

4.9.32 % <5

4.9.33 %

4.10 - SI

4.10.1 Ud.

4.10.2 V 230

4.10.3 kW

37º armónico

41º armónico

43º armónico

47º armónico


49º armónico

Entrada de cables



De intensidad




Longitud máxima

41º armónico

43º armónico

47º armónico

49º armónico

5º armónico

7º armónico

11º armónico

13º armónico

De tensión

29º armónico

31º armónico

35º armónico

37º armónico

17º armónico

19º armónico

23º armónico


17º armónico

19º armónico

23º armónico

25º armónico

13º armónico

25º armónico

5º armónico

7º armónico

11º armónico



Envolvente


29º armónico

Material

Color


Longitud máxima

Entrada de cables

Dimensiones

Ancho

Largo

Alto

Peso

Refrigeración

31º armónico

35º armónico

THD(i)

THD(v)

Número




134

5

5.1 -

5.1.1 Ud. 1

5.1.2 V 230

5.1.3 kW

5.2 -

5.2.1 S/N SI

5.2.2 S/N SI

5.2.3 S/N SI

5.2.4 S/N SI

5.2.5 -

5.3 -

5.3.1 S/N SI

5.3.2 S/N SI

5.3.3 S/N SI

5.3.4 S/N SI

5.3.5 S/N SI

5.3.6 S/N SI

5.3.7 S/N SI

5.3.8 S/N SI

5.3.9 S/N SI

5.4 -

5.4.1 S/N SI

5.4.2 S/N SI

5.4.3 S/N SI

5.4.4 S/N SI

5.4.5 S/N SI

5.4.6 S/N SI

5.4.7 S/N SI

5.4.8 S/N SI

5.4.9 S/N SI

5.4.10 S/N SI

5.4.11 S/N SI

5.4.12 -

5.5 -

5.5.1 S/N SI

5.5.2 S/N SI

5.5.3 S/N SI

5.5.4 S/N SI

5.5.5 S/N SI

5.5.6 S/N SI

5.5.7 S/N SI

5.5.8 -

ON / OFF


Otras señales

Ajuste de velocidad





Falta a tierra

Motor bloqueado

Otras protecciones


Local / Remoto


Sobreintensidad









Sobretemperatura


Otros

Ajuste de velocidad


Ajuste velocidad




Tensión de línea


Variador preparado




Control local

Local / Remoto

ON / OFF



135


0



1

1.1 Ud. 1

1.2 - 20MBJ60

1.3 - *

1.4 - *

1.5 - *

1.6 - UNE/IEC

1.7 - Interior

2

2.1 V 400

2.2 % ±52.2 Hz 50

2.3 Ud. 3

2.4 kA/s 50/1

2.5 S/N SI

2.6 -

2.6.1 - Bomba




2.6.5 - A confirmar


2.6.7 - A confirmar

2.6.8 s A confirmar

2.7 -

2.7.1 - A confirmar

2.7.2 - A confirmar

2.7.3 kW 285 (estimado)

2.7.4 Hz 50


2.7.6 V 400

2.7.7 - A confirmar

2.7.8 % A confirmar



2.7.11 - Ex nA II T3




Fabricante


Modelo


DESCRIPCION

Construcción

Cantidad de equipos


Frecuencia

Número de fases



Instalación

Datos Generales

Tensión nominal


Rango de velocidad


Par resistivo



Tipo


Velocidad nominal

Potencia nominal

Frecuencia nominal

Velocidad nominal

Tensión nominal



Fabricante

Modelo

Protección "EX"

Factor de potencia

Rendimiento

Momento de inercia

Refrigeración

136

3

3.1 -

3.2 - N/A

3.2.1 V N/A

3.2.2 V N/A

3.2.3 kVA N/A

3.2.4 % N/A

3.2.5 - N/A

3.2.6 - N/A

3.2.7 - N/A

3.3 -

3.3.1 -Interruptor

magnetotérmico

3.3.2 - Cable

3.3.3 A

3.4 -

3.4.1 - 6 pulsos

3.4.2 -

3.5 -

3.5.1 -

3.5.2 -

3.6 -

3.6.1 kVA

3.6.2 V

3.6.3 V

3.6.4 Hz

3.6.5 Hz

3.6.6 - 110%, 1 min

3.6.7 -

3.6.8 kHz

3.6.9 -

3.6.10 -

3.6.11 % >97

3.6.12 s

3.6.13 s

3.7 -

3.7.1 S/N SI

3.7.2 S/N

3.7.3 A


Tecnología

Transformador

Refrigeración



Entrada



Potencia nominal



Nº diodos


Condensadores

Equipamiento

Conexión


Convertidor





Reactancias


Potencia nominal

Tensión nominal

Rendimiento



Salida





Equipo de filtrado



137


4

4.1 -

4.1.1 IP 41

4.1.2 -

4.1.3 -

4.2 -

4.2.1 mm

4.2.2 mm

4.2.3 mm

4.3 kg

4.4 -

4.5 -

4.5.1 A

4.5.2 -

4.5.3 m


4.6 -

4.6.1 A

4.6.2 -

4.6.3 m


4.7 dB <85

4.8 mm/s

4.9 -

4.9.1 -

4.9.2 %

4.9.3 %

4.9.4 %

4.9.2 %

4.9.3 %

4.9.4 %

4.9.5 %

4.9.6 %

4.9.7 %

4.9.8 %

4.9.9 %

4.9.10 %

4.9.11 %

4.9.12 %

4.9.13 %

4.9.14 %

4.9.15 -

4.9.16 %

4.9.17 %

4.9.18 %

4.9.19 %

4.9.20 %

4.9.21 %

4.9.22 %

4.9.23 %

4.9.24 %

4.9.25 %

4.9.26 %

4.9.27 %

4.9.28 %

4.9.29 %

4.9.30 %

4.9.31 %

4.9.32 % <5

4.9.33 %

4.10 - SI

4.10.1 Ud.

4.10.2 V 230

4.10.3 kW

Envolvente


Material

Color


Peso

Refrigeración



Dimensiones

Largo

Ancho

Alto



Longitud máxima

Entrada de cables


Longitud máxima

Entrada de cables


5º armónico

7º armónico

11º armónico

13º armónico




De intensidad

29º armónico

31º armónico

35º armónico

37º armónico

17º armónico

19º armónico

23º armónico

25º armónico

De tensión

5º armónico

7º armónico

11º armónico

41º armónico

43º armónico

47º armónico

49º armónico

25º armónico

29º armónico

31º armónico

35º armónico

13º armónico

17º armónico

19º armónico

23º armónico

49º armónico

THD(i)

THD(v)


37º armónico

41º armónico

43º armónico

47º armónico

Número



138

1.2.7 Transformador auxiliar

El transformador se diseñará, fabricará y ensayará de acuerdo a la norma IEC 60076. El transformador auxiliar será de núcleo trifásico de dos (2) devanados, con aislamiento y refrigeración en baño de aceite. La parte activa de los devanados será de cobre. El transformador y sus componentes serán diseñados para servicio continuo, en instalación intemperie (exterior), teniendo en cuenta las condiciones (humedad, temperatura, salinidad, etc.) del emplazamiento. Para su diseño, se tendrá en cuenta que los transformadores estarán expuestos al sol. El transformador se dimensionará para una temperatura de servicio de 40ºC en régimen ONAN. El transformador se dimensionará considerando un tiempo de vida de 25 años sin disminución de la potencia nominal. El transformador irá montado sobre vías de perfil normalizado. Será capaz de trabajar con una sobreexcitación en el núcleo, de forma permanente, del 110%, sin sufrir ningún daño. El transformador deberá ser capaz de soportar, sin sufrir daños, los efectos térmicos y dinámicos provocados por las corrientes de cortocircuito.

5

5.1 -

5.1.1 Ud. 1

5.1.2 V 230

5.1.3 kW

5.2 -

5.2.1 S/N N/A

5.2.2 S/N SI

5.2.3 S/N N/A

5.2.4 S/N

5.2.5 -

5.3 -

5.3.1 S/N SI

5.3.2 S/N N/A

5.3.3 S/N SI

5.3.4 S/N SI

5.3.5 S/N SI

5.3.6 S/N N/A

5.3.7 S/N

5.3.8 S/N

5.3.9 S/N SI

5.4 -

5.4.1 S/N SI

5.4.2 S/N

5.4.3 S/N

5.4.4 S/N SI

5.4.5 S/N

5.4.6 S/N SI

5.4.7 S/N SI

5.4.8 S/N SI

5.4.9 S/N SI

5.4.10 S/N SI

5.4.11 S/N SI

5.4.12 -

5.5 -

5.5.1 S/N

5.5.2 S/N SI

5.5.3 S/N N/A

5.5.4 S/N N/A

5.5.5 S/N N/A

5.5.6 S/N SI

5.5.7 S/N N/A

5.5.8 -







Otros


Tensión de línea

Control local

Local / Remoto

ON / OFF

Ajuste velocidad

Ajuste de velocidad






Arrancador preparado

Arrancador en funcionamiento

Sobreintensidad


Protección del arrancador

Monitorización de arrancador


Sobretemperatura



Otras protecciones


Local / Remoto

ON / OFF



Falta a tierra

Motor bloqueado


Otras señales

Ajuste de velocidad




139


Las protecciones internas del transformador no deberán actuar en caso de un cortocircuito externo pasante, durante 2 segundos. La conexión de los devanados del transformador será triangulo-estrella (grupo de conexión Dyn11). El devanado de AT será conectado en triangulo y el de BT en estrella. El punto neutro de la estrella será accesible, para conectar mediante cable a tierra a través de una resistencia limitadora de la intensidad a 5A. Las conexiones del transformador con el exterior se realizarán:

Por el lado de AT: mediante cables de cobre aislados y terminales de presión.

Por el lado de BT: mediante barras de fase no segregadas. Todos los armarios y cajas de bornas de los transformadores dispondrán en su interior de iluminación y resistencia de caldeo, con el fin de evitar condensaciones y malfuncionamientos de los equipos electrónicos de su interior. Estos armarios al estar en intemperie dispondrán de un grado de protección IP55 mínimo. El transformador tendrá una potencia asignada de servicio continuo de 5/8 MVA, correspondiente al régimen de refrigeración ONAN/ONAF respectivamente Las potencias anteriores se han de tener para un incremento máximo de la temperatura de los devanados de 65ºC (medida por resistencia), sobre la temperatura ambiente. Así mismo, el incremento de la temperatura del aceite (medido por termómetro) no sobrepasará 60ºC, sobre la temperatura ambiente (los valores máximos permitidos a plena carga sobre la temperatura ambiente máxima son los definidos por la UNE-EN-60076-2). El transformador tendrá la suficiente capacidad para proporcionar la potencia requerida por los servicios auxiliares entre las temperaturas mínima y máxima. El transformador será capaz de dar toda su potencia asignada en todas las posiciones del regulador de tensión en carga sin exceder los calentamientos máximos asignados. La tensión nominal en vacío de AT será de 11kV y la de BT de 0,725kV. La frecuencia será de 50 Hz (dichos datos se indican en la hoja de datos). El porcentaje de la impedancia de cortocircuito, basado en la potencia desarrollada en las condiciones de refrigeración ONAF, será de un 13%. La relación X/R del transformador será optimizada por el suministrador, de forma que la variación de tensión en el embarrado de servicios auxiliares de 0,725kV no supere en ningún caso el +/- 5% en el punto de funcionamiento. El transformador puede ser sometido a sobretensiones de larga duración a 50 Hz, así como a sobretensiones de corta duración a frecuencias elevadas. El transformador será diseñado y garantizará un “sobreflujo” del 110% de forma continua, expresado

140

como porcentaje de la relación voltios/hertzios, en cualquier toma mientras soporta la intensidad nominal sin superar los límites de calentamiento especificados. La curva de excitación del transformador, mostrando la relación voltios/hertzios frente al tiempo será proporcionada por el Suministrador. La capacidad de sobreexcitación especificada será ratificada mediante el ensayo de calentamiento o de cualquier otro modo. El núcleo magnético será de tres columnas y estará formado por paquetes de chapa magnética laminada en frío de grano orientado y pérdidas extra-reducidas. La unión entre yunque y columna será tipo solapado. El montaje y sujeción de las chapas se hará de forma que se reduzca al máximo el zumbido del transformador. El núcleo dispondrá de toma de tierra independiente accesible al exterior. Los arrollamientos primario y secundario serán de cobre electrolítico de alta conductividad aislados con cinta de celulosa pura, serán totalmente independientes y sus terminales estarán marcados indeleblemente de acuerdo con las normas aplicables, siendo fácilmente accesibles. El prensado y fijación de los devanados será tal que puedan resistir la tensión dinámica provocada por el cortocircuito definido, con el cambiador de tomas en la peor posición posible. El grupo de conexión del transformador será Dyn11, por tanto el devanado de AT estará conectado en triángulo, mientras el devanado de BT estará conectado en estrella con el neutro accesible para conectar mediante cable aislado a tierra a través una resistencia de puesta a tierra que limite la corriente de defecto a 5 A. El nivel de descargas parciales será inferior a 500 pC para el 150% de la tensión nominal, no debiendo aparecer para tensiones menores del 130%. Se eligió el transformador con menores pérdidas. El nivel de pérdidas garantizadas es bueno así como de pérdidas en el cobre y pérdidas en el hierro.

Tabla 3.10 Pérdidas del transformador

141


Tabla 3.11. Hoja de datos transformador auxiliar

00B


Transformador auxiliar 11/0,725kV


1

1.1 - *

1.2 - *

1.3 - *

1.4 - 1

1.5 - UNE-EN 60076

1.6 - Trifásico

1.7 - Exterior

1.8 Temperatura de servicio - 40ºC ONAN

1.9 - Dyn11

1.10 - Aceite

1.11 - 3 columnas

1.12 -

Acero resistente al

vacío

1.13 - 2

1.14 - Cobre

1.15 - ONAN / ONAF

1.16 Tipo de Refirgeración Forzada - Ventiladores

1.17 - Total

1.18 Años 25

2

2.1 MVA 5 / 8

2.2 kV 11

2.3 kV 0,725

2.4 kV 17,5 / 1,1

2.5 % ± 6x2,5

2.6 Hz 50

2.7 % ± 5

2.8 %

13, en condiciones

de refrigeración

ONAF

2.9 Relación X/R del Transformador - *

Tipo de tanque

Potencia

Tensión primario (Vacío)

Tipo de transformador

Servicio

Tipo de núcleo magnético

Material de los devanados

Número de devanados

Tensión secundario (Vacío)

Aislamiento: Total / Reducido


Frecuencia nominal

Nivel de aislamiento

DESCRIPCION

Construcción

Número de fabricación

Tipo de aislamiento



Fabricante

Cantidad de equipos

Índice de conexión

Margen de operación de frecuencia

Impedancia de cortocircuito a tensión nominal

Vida del transformador en condiciones IEC

Valores nominales

Margen entre tomas del cambiador

HOJA DE DATOS TRANSFORMADOR AUXILIAR

DOCUMENTO:

PROYECTO:

CLIENTE:

142

3

3.1 A 419,89

3.2 A 6370,76

3.3 A *

3.4 A *

3.5

3.5.1 % *

3.5.2 % *

3.5.3 % *

3.5.4 % *

3.5.5 % *

3.5.6 % *

3.5.7 % *

3.5.8 % *

3.5.9 % *

3.5.10 % *

3.5.11 % *

3.5.12 % *

3.5.13 % *

3.6

3.6.1 % *

3.6.2 % *

3.7

3.7.1 Ω *

3.7.2 Ω *

3.8

3.8.1 Ω *

3.8.2 Ω *

3.9

3.9.1 Ω *

3.9.2 Ω *

3.10

3.10.1 nF *

3.10.2 nF *

3.10.3 nF *

3.10.4 nF *

3.10.5 nF *

3.10.6 nF *

3.10.7 nF *

3.11

3.11.1 % *

3.11.2 % *

3.11.3 % *

3.12 A *

3.13 A *

3.14 seg *

3.15 kA >50

3.16 seg *

3.17

3.17.1 mm2*

3.17.2 mm2*

3.18 Tn *

3.19 - *

3.20 Tn *

En toma -12,5%

En toma -15%

En toma +15%

En toma +12,5%

En toma +10%

En toma +7,5%

En toma -7,5%

En toma -10%

En toma -5%

Duración de la corriente de arranque

Área de sección transversal de los devanados

Duración de la corriente de cortocircuito

Devanado AT

Devanado BT

Peso total de cobre

Tipo de aislamiento

Peso total del aislamiento

Devanado BT

Intensidad de cortocircuito trifásica máxima soportada en BT

Maxima intensidad de arranque AT

Maxima intensidad de arranque BT

De pasatapas BT a tierra

De pasatapas AT a tierra

A 105% de la tensión nominal

A tensión nominal

A 110% de la tensión nominal

Corriente de excitación (corriente de vacío)

Valores de capacitancia por fase

Devanado BT (toma central)



Componentes secuencia cero AT

Componentes secuencia cero BT

Resistiva (toma central)

Devanado BT a tierra

Valores de resistencia (cc a 90ºC)

Resistiva (toma central)

Intensidad de vacío primaria

Devanado AT (toma central)

Intensidad nominal primaria ONAF

Intensidad de vacío secundaria

Componentes impedancia de cortocircuito ONAF

Intensidad nominal secundaria ONAF

En toma -2,5%

Datos requeridos de los devanados del transformador

Componente reactiva Ux (toma central)

Componente resistiva Ur (toma central)

En toma +5%

En toma central

Devanado AT

Devanado de AT a tierra

Entre devanado AT y devanado BT

Impedancia de cortocircuito 75 ºC: ONAF

En toma +2,5%

143


4

4.1 - *

4.2 kg *

4.3 A *

4.4 % 3

4.5 - *

4.6 - *

4.7 W/kg *

4.8 - *

4.9

4.9.1 % 140

4.9.2 % 125

4.9.3 % 110

4.10 *

4.15 m2*

4.16 m2No aplica

4.17 m2*

5

5.1

5.1.1 % *

5.1.2 % *

5.1.3 % *

5.1.4 % *

5.1.5 % *

5.1.6 % *

5.2

5.2.1 % *

5.2.2 % *

5.2.3 % *

5.2.4 % *

5.2.5 % *

5.2.6 % *

5.3

5.3.1 kW *

5.3.2

kW

kW

*

*

5.3.3 kW *

5.3.4

kW

kW

*

*

5.4 % *

5.5

5.5.1 seg *

5.5.2 seg *

5.6 % 140

6

6.1

6.1.1 kV 50

6.1.2 kV 95

6.2

6.2.1 kV 3

6.2.2 kV 3

6.3

6.3.1 kV 3

6.3.2 kV 3

Caída de tensión

Corriente de magnetización (toma central)

Distorsión armónica total

Datos requeridos de la chapa magnética

Tipo

Curva del campo magnético inducido por chapa magnética

Con 5/4 de carga y cosφ=1



Con 5/4 de carga y cosφ=0,8

Yugo

Máxima sobrecarga permanente admisible a 20ºC


Rendimiento






Peso

Pérdidas garantizadas

Máximas totales a plena carga y 75ºC ONAN

Máximas totales a plena carga y 75ºC ONAF


Curva de pérdidas inducción de la chapa

Máxima sobreexcitación admisible en núcleo

Durante 5 segundos

Durante 1 minuto

con 20% de sobrecarga

Pérdidas de chapa magnética a 1.7T

Máximas en Cu en plena carga a 75ºC ONAN

Máximas en Cu en plena carga a 75ºC ONAF

Tipo de aislamiento de la chapa magnética

Tensión soportada a impulso tipo rayo (cresta)

Máximas en Fe a tensión nominal Un

Máximas por ventilación

Máximo tiempo permisible


Baja tensión

Columna devanada

Área de sección transversal

Columna no devanada

Continuamente

Datos de operación

Neutro

Tensión soportada a frecuencia industrial (1 min, rms)

con 10% de sobrecarga


Alta tensión



Niveles de aislamiento

Máxima sobretensión permisible durante 5 segundos


144

7

7.1

7.1.1 kW *

7.1.2 kW *

7.1.3 kW *

7.1.4 kW *

7.1.5 kW *

7.1.6 kW *

7.1.7 kW *

7.1.8 kW *

7.1.9 kW *

7.2

7.2.1 kW *

7.2.2 kW *

7.2.3 kW *

7.2.4 kW *

7.2.5 kW *

7.2.6 kW *

7.2.7 kW *

7.2.8 kW *

7.2.9 kW *

7.3

7.3.1 kW *

7.3.2 kW *

7.3.3 kW *

7.4

7.4.1 kW *

7.4.2

kW

kW

*

*

7.4.3 kW *

7.4.4

kW

kW

*

*

8

8.1

8.1.1 K 65

8.1.2 K 60

8.2 K 78

8.3 K *

9

9.1 dB(A) <75

9.2

9.2.1 dB(A) *

9.2.2 dB(A) *

9.2.3 dB(A) *

9.2.4 dB(A) *

9.2.5 dB(A) *

9.2.6 dB(A) *

9.2.7 dB(A) *

9.2.8 dB(A) *

Pérdidas en cortocircuito a 3/4 de carga (toma central)


Pérdidas en cortocircuito a 1/2 de carga (toma +15%)

Pérdidas en el cobre a 75 ºC ONAF

Pérdidas en cortocircuito a 3/4 de carga (toma -15%)


Nivel de ruido garantizado según UNE-EN 60551 a 1,8 m

En vacío a la tensión nominal

Pérdidas garantizadas

Máximas en Fe a tensión nominal Un

Máximas en Cu en plena carga a 75ºC ONAN

Máximas en Cu en plena carga a 75ºC ONAF

Máximas por ventilación

Máximas totales a plena carga y 75ºC ONAN

Máximas totales a plena carga y 75ºC ONAF


Aumento de la temperatura (sobre la ambiente)

Pérdidas en el hierro

En vacío al 105% de la tensión nominal

Refrigeración



En vacío al 115% de la tensión nominal

Pérdidas


Nivel de ruido

Curva de potencia del transformador respecto a la temperatura exterior



Devanado

Capa superior del aceite

Aumento de Tª del punto más caliente (hot-spot) por encima ambiente


Pérdidas en el cobre a 75 ºC ONAN

4000 Hz

8000 Hz

Espectro de potencia sonora (tolerancia ±2)

500 Hz

1000 Hz

2000 Hz

63 Hz

125 Hz

250 Hz







145


1.2.8 Transformadores de servicio Dos transformadores sumergidos en aceite mineral en primario y secundario, conexión Dyn11, para instalación exterior, servicio continuo, con refrigeración ONAN y sus correspondientes accesorios:

10

10.1

10.1.1 - *

10.1.2 - *

10.1.3 - *

10.1.4 - *

10.1.5 mm *

10.1.6 kV 11

10.1.7 A *

10.1.8 mm/kV 31,5

10.2

10.2.1 - *

10.2.2 - *

10.2.3 - *

10.2.4 - *

10.2.5 mm *

10.2.6 kV 0,69

10.2.7 A *

10.2.8 mm/kV 31,5

10.3

10.3.1 - *

10.3.2 - *

10.3.3 - *

10.3.4 - *

10.3.5 mm *

10.3.6 kV 0,69

10.3.7 A *

10.3.8 mm/kV 31,5

11

11.1 - *

11.2 - *

11.3 - En carga

11.4 - 13 (±6)

11.5 - 2,5

11.6 A *

12

12.1

12.1.1 mm *

12.1.2 mm *

12.1.3 mm *

12.2

12.2.1 mm *

12.2.2 mm *

12.2.3 mm *

12.2.4 mm *

12.3

12.3.1 kg *

12.3.2 kg *

12.3.3 kg *

12.3.4 kg *

12.3.5 kg *

12.4 mm *

12.5 mm *

Dimensiones de bornes

Tensión nominal

Corriente nominal

Tipo

Bornas AT

Fabricante

Tipo de conexión

Tipo de aislamiento

Tipo de aislamiento

Bornas BT

Corriente nominal

Tensión nominal

Fabricante

Tipo de conexión

Tipo

Fabricante

Tipo de conexión

Información complementaria

Tipo de aislamiento



Línea de fuga

Bornas neutro

Línea de fuga

Total aceite

Tanque y accesorios

Tapa

Fondo

Peso

Conservador

Fabricante

Tipo

Línea de fuga

Tipo de cambiador

Cambiador de tomas

Tensión nominal

Corriente nominal

Nº de serie

Margen de regulación

Total con aceite

Núcleo y devanados

Número de tomas

Dimensiones

Anchura

Longitud

Espesor

Paredes

Altura

Altura libre para elevación del núcleo

Intensidad nominal máxima permanente

Distancia entre eje de ruedas

Peso para transporte

Características bornes pasatapas

13

13.1 - Si

13.2 - Si

13.3 - Si

13.4 - Si

13.5 - Si

13.6 - Si

13.7 - Si

13.8 - Si

13.9 - Si

13.10 - Si

Dos termometros de temperatura de aceite con contactos de alarma y

disparo

Valvula de sobrepresion con señalizacion

Rele de proteccion Buchholz

Dos termometros de esfera con contactos de alarma para transformador y

regulador

Indicadores de nivel con contactos de alarma para el regulador en carga

Reles de imagen termica en fases BT con contactos de alarma, disparo y

señal analogica 4…20mA

Indicadores de nivel con contactos de alarma para el transformador

Rele de proteccion Buchholz para el regulador en carga

Señalizacion disparo alimentacion cuadro protecciones

Señalizacion disparo cuadro regulador en carga

Elementos de proteccion

146

Serán diseñados, construidos y ensayados con arreglo a la última edición de las normas UNE (en particular UNE 21.428 y UNE 60.076) e IEC aplicables, tanto a su conjunto como a sus componentes. La relación de transformación será 690±2x2,5%/420V, con selección de tomas en vacío en el primario mediante un conmutador operable a mano (de fácil acceso) sin carga ni tensión. Los transformadores se utilizarán para la alimentación de los servicios auxiliares de baja tensión y servicios de no generación (400V). Se conectarán tanto en el primario como en el secundario mediante barras de fase no segregadas. Los transformadores dispondrán de bridas para las barras de fase indicadas. El transformador deberá soportar sin daño, en servicio continuo las condiciones de saturación derivadas de la aplicación de una tensión y frecuencia cuya relación V/f sea un 5% superior a la relación entre la tensión y frecuencia asignada. En núcleo será construido con un estándar de elevada calidad, de láminas de chapa magnética laminada en frío de grano orientado y alta permeabilidad, recubiertas por ambas caras por un aislante inorgánico que evite la oxidación. Los yugos de sujeción y apriete estarán formados por perfiles robustos de acero, ampliamente dimensionados, y estarán diseñados con refuerzos y sujeciones apropiadas para resistir las corrientes de cortocircuito. Los arrollamientos primario y secundario deberán ser de cobre electrolítico (opcionalmente podrán ser de aluminio) de elevada conductividad. Los materiales utilizados en su construcción serán inalterables a la humedad, ambiente salino o contaminación ambiental, y presentarán características de elevada resistencia a la inflamabilidad y propagación de la llama, por lo que deberán ser auto extinguible, y los gases producidos no serán tóxicos ni inflamables. La potencia nominal de 2.000kVA en condiciones ONAN será la capacidad para servicio continuo para los transformadores. Los transformadores en cualquiera de las tomas serán capaces de soportar sin sufrir daños los efectos térmicos y mecánicos provocados por las intensidades de cortocircuito, en las condiciones establecidas en la norma UNE 60.076 para el nivel de cortocircuito indicado en esta especificación. El diseño de los transformadores será el adecuado para que en caso de cortocircuito externo no actúen las protecciones propias del transformador durante al menos 2 segundos, sin menoscabo de su actuación debida, de forma inmediata, cuando se trata de defecto interno.

147


Los transformadores serán capaces de soportar sobrecargas diarias y de corto tiempo de acuerdo con lo establecido en la norma UNE 60.076. Todas las tomas serán de plena potencia.

Tabla 3.12 Hoja de datos transformadores de servicio

REV FECHA DESCRIPCION ELABORADO REVISADO APROBADO

CLIENTE:

Transformadores de servicio 00BFT10 y 00BFT20 725/420V


1

1.1 -

Termosolar

Enestar-Villena

1.2 -

00BFT10

00BFT20

1.3 Ud. 2

1.4 - *

1.5 - *

1.6 - *

1.7 - UNE / IEC

1.8 - Exterior

1.9 Ud. 3F/3F+N

1.10 Ud. 2

1.11 Hz 50

1.12 - ONAN

1.13 kVA 2000

1.14 - Continuo

1.15 - Dyn11

1.16 V 690

1.17 V 420

1.18 A *

1.19 A *

1.20 - Cu

1.21 - Cu

1.22 - *

1.23 - *

1.24 - *

1.25 - *

1.26 - *

1.27 pC *

1.28 dB (A) 73

1.29 IP 55

2

2.1 - *

2.2 - En vacío en primario

2.3 %Un 0,±2,5,±5

2.4 Ud. 5

PROYECTO:

HOJA DE DATOS TRANSFORMADORES DE SERVICIO 00BFT10 Y 00BFT20

DOCUMENTO:

DESCRIPCION

General

Número de unidades

Máximo nivel de ruido (potencia acústica) a potencia nominal

Modelo (referencia del fabricante)


Proyecto

Fabricante

Instalación

Nº de fases

Fabricante

Grado de protección IP

Cambiador de tomas


Normas de diseño y fabricación

Máximo nivel de descargas parciales

Tipo de refrigeración

Potencia nominal (ONAN) en servicio continuo

Ciclo de carga

Grupo de conexión

Intensidad nominal del primario

Intensidad nominal del secundario

Material del devanado primario

Material del devanado secundario

Nº de devanados

Frecuencia nominal

Tensión nominal del primario (en vacío)

Tensión nominal del secundario (en vacío)

Tipo de cambiador de tomas

Clase ambiental

Posición de tomas

Clase de comportamiento al fuego

Tipo y material de chapa magnética

Tipo y material de aislamiento de la chapa magnética

Clase climática

Número de tomas

148

3

3.1

3.1.1 x In *

3.1.2 s-1 *

3.2

3.2.1 T *

3.2.2 T *

3.2.3 T *

3.2.4 % *

3.3

3.3.1 % *

3.3.2 % *

3.3.3 % *

3.3.4 % *

3.4

3.4.1 % *

3.4.2 % *

3.4.3 % *

3.4.4 % *

3.5

3.5.1 % *

3.5.2 % *

3.5.3 % *

3.5.4 % *

3.6

3.6.1 % *

3.6.2 % *

3.6.3 % *

3.6.4 % *

3.7

3.7.1 x In 12,5

3.7.2 s *

3.8 - Adjuntar curvas

Capacidad de cortocircuito

A 90% de tensión nominal



Conexión

Inducción máxima en el núcleo

A 50% de potencia nominal



Caída de tensión con factor de potencia = 0,8

Máxima sobreexcitación admisible en el núcleo



Caída de tensión con factor de potencia = 1

Redimiento con factor de potencia = 0,8








Redimiento con factor de potencia = 1


Capacidad de sobrecarga

Características de operación

Intensidad máxima en la conexión (inrush) alimentado por el primario

Constante de decaimiento

Intensidad de cortocircuito trifásica máxima soportada (rms) en BT

Duración del cortocircuito




149


4

4.1 -

Aceite mineral de

acuerdo a la norma

UNE 60.296

4.2 -

Aceite mineral de

acuerdo a la norma

UNE 60.296

4.3 - A

4.4 - A

4.5 K 65

4.6 K 65

4.7

4.7.1 kV 1,1

4.7.2 kV 3

4.7.3 kV

4.8

4.8.1 kV 1,1

4.8.2 kV 3

4.8.3 kV

5

5.1

5.1.1 W *

5.1.2 W *

5.1.3 W *

5.2

5.2.1 A *

5.2.2 A *

5.2.3 A *

5.3

5.3.1 W *

5.3.2 W *

5.3.3 W *

5.4

5.4.1 % *

5.4.2 % 8

5.4.3 % *

5.4.4 % *

5.5 % *

5.6 % *

5.7

5.7.1 % *

5.7.2 % *

5.7.3 % *

5.7.4 % *

5.8 % *

5.9 % *

5.10 W *

5.11 W *

Toma superior

Toma central

Tolerancia

Componente resistiva de cortocircuito homopolar en toma central

Componente inductiva de cortocircuito homopolar en toma central

Pérdidas totales garantizadas a tensión y potencia

Componente inductiva de cortocircuito en toma central




Toma inferior

Toma superior

Toma central

Toma inferior

Toma superior

Toma central

Toma inferior

Tolerancia

Componente resistiva de cortocircuito en toma central

Material y ejecución del aislamiento del primario

Material y ejecución del aislamiento del secundario

Clase térmica primario

Pérdidas debidas a la refrigeración

Tensión de ensayo a impulsos tipo rayo

Tensión de ensayo a frecuencia industrial

Tensión más elevada para el material

Tensión de ensayo a frecuencia industrial

Tensión de ensayo a impulsos tipo rayo



Corriente en vacío

Perdidas debidas a la carga (Pérdidas reducidas)

Impedancia de cortocircuito directa (referida a potencia nominal)

Impedancia de cortocircuito homopolar (referida a la potencia nominal)

Aislamiento de los devanados

Pérdidas


Aislamiento devanado primario

Aislamiento devanado secundario

Pérdidas en vacío (Pérdidas reducidas)

Calentamiento medio primario

Tensión más elevada para el material

Calentamiento medio secundario

Clase térmica secundario

150

1.2.9 Grupo Diesel de Emergencia El alternador será síncrono, trifásico, en ejecución horizontal con patas ancladas sobre la bancada general del contenedor, autoventilado en protección IP22 con calefacción interior en estado de parada. El rotor será con excitación sin escobillas, incluyendo el puente adecuado de diodos rotativos para conectar al equipo de excitación que se describe después. El alternador estará conectado en estrella para una tensión nominal en carga de 400 V, ±5%, 50 Hz, con factor de potencia nominal de 0,85, quedando el punto neutro del bobinado accesible en la caja de bornas principal.

6

6.1

6.1.1 mm *

6.1.2 mm *

6.1.3 mm *

6.2

6.2.1 mm *

6.2.2 mm *

6.2.3 mm *

6.4 mm *

6.5 mm *

7

7.1 kg *

7.2 kg *

8

8.1 - SI

8.2 - SI

8.3 - SI

8.4 - SI

8.5 - SI

8.6 - SI

8.7 - SI

8.8

8.8.1 - No aplica

8.8.2 - No aplica

8.8.3 - No aplica

8.8.4

8.9 Ud. No aplica

8.9.1 Ud. No aplica

8.9.2 kW No aplica

8.9.3 V No aplica

8.10 - No

8.11

8.11.1 A No aplica

8.11.2 - No aplica

8.11.3 VA No aplica

8.12

8.12.1 -

Contactos eléctricos

ajustables

8.12.2 Ud. 1

8.12.3 ºC *

8.12.4 ºC *

8.12.5 - *

8.13 - SI

8.14 - SI

8.15 - SI

8.16 - SI

8.17 - SI

Marca / Modelo

Depósito de expansión

Clase de precisión

Potencia

Tipo

Número de contactos

Valor de alarma

Valor de disparo

Ruedas orientable a 90º

Caja de bornas para sonda de temperatura

Material

Color

Tensión de alimentación

Posibilidad de instalación futura de equipo de refrigeración forzada

Tomas de puesta a tierra

Cáncamos de elevación

Orificios para arrastre

Placa de identificación

Placa de caraterísticas

Accesorios

Peso total

Peso para transporte (pieza más pesada)

Anchura

Longitud

Anchura y diametro de ruedas

Distancia entre ejes de ruedas

Altura

Anchura

Longitud

Altura

Dimensiones de transporte (pieza mayor)

Pesos

Dimensiones totales

Dimensiones

Relé Buchholz

Desecador de silicagel

Nivel de aceite

Válvulas de sobrepresión

Envolvente metálica de protección

Equipo de refrigeración forzada

Transformador de intensidad toroidal para puesta a tierra del neutro

Termómetro

Grado de protección IP

Nº de etapas

Nº de ventiladores

Potencia de cada ventilador

Relación de transformación

9

9.1

9.1.1 - *

9.1.2 - Barras de fase

9.2

9.2.1 - *

9.2.2 - Barras de fase

10

10.1 -

Indicar referencia y

adjuntar

Conexiones

Procedimiento de pintura

Procedimiento de pintado

Tipo de conexiones en primario

Nº de cables y sección (por fase)

Tipo de conexiones en secundario

Nº de cables y sección (por fase)

Conexiones en primario

Conexiones en secundario

151


El alternador será construido de acuerdo a la norma IEC 60034, para una temperatura ambiente de 40ºC. Estará dimensionado para dar la potencia nominal con un calentamiento de clase F de 115+40º C, aunque su aislamiento clase H permita hasta 140+40ºC. Se ensayará el alternador a sobrevelocidad con el 120% durante dos minutos, según IEC. Al someter el alternador a sobrecarga del 150% durante dos minutos, con máquina estabilizada a la temperatura de régimen permanente, la temperatura no sobrepasará el límite de 140+40ºC. En los bobinados se montarán seis (6) detectores de temperatura, dos por fase, del tipo PT-100 cableados hasta la caja de bornas de control sobre la propia carcasa. En cada cojinete se montará un detector doble cableado hasta la caja de bornas de control sobre la propia carcasa. En el panel eléctrico propio del grupo electrógeno se montarán los cinco (5) relés requeridos para las señales anteriores, que darán alarma. Al menos uno de los cojinetes del alternador será aislado, para evitar circulaciones de corriente por el eje. Sobre la carcasa del alternador se montarán tres cajas de bornas diferentes: potencia (con los cables de salida de fuerza 400 V, 3F más neutro), calefacción (con el cable de 230 V, 50 Hz) y control (con los cables de salida de los detectores de temperatura). Adosada sobre la propia carcasa del alternador, se incorporará una caja con el equipo de excitación y regulación de tensión, en ejecución totalmente electrónica que será autoalimentado desde las propias bornas de potencia del alternador. Para eliminar posibles distorsiones de onda, que pudieran causar mal funcionamiento del regulador, se dispondrán los filtros adecuados para eliminar, al menos, los armónicos de orden 5 y 7. El regulador tendrá una amortiguación o estatismo ajustable entre 0 y 10%, con una precisión de regulación en régimen estacionario del 1%. El rango de ajuste de la tensión deberá ser como mínimo del ±10%, pudiéndose ajustar el valor deseado mediante un potenciómetro de precisión dentro del propio regulador.

152

Tabla 3.13 Hoja de datos Grupo diesel de emergencia

0


Grupo diesel de emergencia


1

1.1 - -

1.2 *

1.3 *

1.4 1

1.5 UNE/IEC

1.6 Exterior

1.7 Exterior

2

2.1 -

2.2 -

2.3 -

2.4 - Emergencia

2.5 1

2.6 -

2.6.1 mm

2.6.2 mm

2.6.3 mm

2.7 -

2.7.1 kg

2.7.2 kg

2.8 V 420 / 400

2.9 % 5

2.10 Hz 50

2.11 % 2

2.12 - Trifásico

2.13 kVA 1600

2.14 h

2.15 ºC 45

2.16 seg <10

2.17 % 5

2.18 % 20

2.19 seg <4

2.20 % 115

2.21 -

2.21.1 l/h - g/kWmh

2.21.2 l/h - g/kWmh

2.21.3 l/h - g/kWmh

2.21.4 l/h - g/kWmh

2.22 kW

2.23 -

2.23.1 dB(A) 85

2.23.2 dB(A) 75

2.24 - G3 ISO 8528.1

HOJA DE DATOS GRUPO DIESEL DE EMERGENCIA

DOCUMENTO:

PROYECTO:

CLIENTE:

Grupo motor-alternador

Número de unidades

A 75% carga

Modelo

Altura

Longitud

A 1 m de distancia de la salida de gases de escape

Tipo de operación según norma ISO 8528

DESCRIPCION

Construcción

Número de fabricación



Fabricante

Cantidad de equipos

Instalación

Servicio

Fabricante


Dimensiones

A 1 m de distancia del grupo

Tiempo máximo de restablecimiento de tensión y frecuencia desde el

inicio del escalón de carga

Máxima sobrevelocidad debida a la desconexión del mayor motor

Anchura

Peso

A 25% carga

Calor radiado a la atmósfera (motor+generador)

Nivel de ruido

Servicio

Peso total con líquidos

Consumo de combustible (litros.específico)

A 100% carga

A 50% carga

Peso total sin líquidos

Tensión nominal en vacío / en carga

Variación máxima de tensión (reg. permanente)

Frecuencia nominal

Variación máxima de frecuencia (reg. permanente)

Tipo de conexión a red

Potencia continua en bornas del alternador en condiciones nominales

Autonomía sistema alimentación de combustible para funcionamiento

del grupo a plena carga

Temperatura ambiente máxima sin pérdida de potencia

Tiempo máximo de arranque hasta grupo listo para tomar la carga

Máxima caida de frecuencia durante secuencia de carga (para

cualquier escalón de carga)

Máxima caida de tensión durante secuencia de carga (para cualquier

escalón de carga)

153


3

3.1 -

3.2 -

3.3 -

3.4 - Emergencia

3.5 - ISO 3046

3.6 kWm

3.7 r.p.m 1500

3.8 - Gasoleo C

3.9 kcal/kg 10200

3.10 Uds.

3.11 -

3.12 l

3.13 -

3.14 -

3.15 -

3.16 ºC

3.17 %

3.18 -

3.19 kg.m2

3.20 -

3.21 m3/min

3.22 -

3.23 -

3.23.1 -

3.23.2 l Radiador ventilador

3.23.3 m3/min

3.23.4 kW

3.23.5 kW

3.23.6 V

3.23.7 l

3.24 -

3.24.1 -

3.24.2 l

3.24.3 g/kWh

3.24.4 h

3.24.5 -

3.24.6 kW

3.24.7 V

Tipo de acoplamiento del motor

Tipo de inyección

Potencia mecánica al volante (sin ventilador)

Velocidad

Tipo de combustible

Nº de cilindros

Ciclo (nº de tiempos)

Cilindrada



Motor diesel

Tipo de aspiración

Tiempo estimado de funcionamiento del motor sin necesidad de aportación de aceite

Modelo

Tipo de aciete

Fabricante

Servicio

Potencia consumida por el ventilador

Sistema de admisión

Caudal aire de combustión

Disposición de cilindros

Temperatura gases de escape

Poder calorífico del combustible

Rendimiento mecánico

Tipo filtro de aceite

Capcidad total de aceite del sistema

Consumo específico de aceite

Potencia resistencia precalentamiento aceite

Tensión resitencia precalentamiento aceite

Potencia resistencia calefacción agua refrigeración

Sistema de lubricación

Momento de inercia del motor

Tipo de refrigración

Volumen total de agua incluido el radiador

Sistema de agua de refrigeración

Capacidad depósito expansión / reposición de agua

Tensión resistencia calefacción agua refrigeración

Tipo filtro de aceite

Caudal de aire del radiador

154

3.25 -

3.25.1 m3/min

3.25.2 ºC

3.25.3 kPa

3.25.4 -

3.25.5 dB(A)

3.25.6 -

3.25.7 -

3.25.8 g/kWh

3.25.9 g/kWh

3.25.10 g/kWh

3.26 -

3.27 - Eléctrico

3.28 Vcc

3.29 kW

3.30 - Plomo ácido

3.31 Ah

3.32 -

3.32.1 -

3.32.2 l

3.32.3 -

3.32.4 mm

3.32.5 mm

3.32.6 h

3.32.7 -

3.32.8 -

3.32.9 mm

3.32.10 l 1000

3.32.11 -

3.32.12 mm

3.32.13 mm

3.32.14 h

3.32.15 kW

3.32.16 V

3.33 -

3.33.1 -

3.33.2 -

3.34 -

3.34.1 -

3.34.2 - N/A

3.35 -

3.35.1 -

3.35.2 -

Diodos

Fabricante

Modelo

Convertidor CC/CC

Fabricante

-Dimensiones (longitud x anchura x altura)

Autonomía del grupo a plena carga funcionando con el tanque de almacenamiento exterior (nodriza)

Potencia bomba eléctrica sistema trasiego combustible entre tanques

Tanque de combustible de almecenamiento exterior (nodriza)

- Disposición

- Capacidad

-Material

- Altura mínima recomendada sobre el motor

Tipo de silenciador de escapes

Sistema de escape de humos

Material tubería de escape

Capacidad de las baterías

Tensión

Potencia

-Monóxido de carbono (CO)

Tipo

Tipo de baterías

Atenuación silenciador de escape

Temperatura gases de escape

Contrapresión máxima de escape

-Óxido de nitrógeno (NOx)

Emisiones gases de escape

Sistema de arranque

Modelo

Fabricante

Modelo

Caudal gases de escape

-Hidrocarburos (HC)

Tanque de combustible sobre bancada

Material

Dimensiones (longitud x ancho x alto)

Autonomía del grupo a plena carga funcionando con el tanque de combustible sobre bancada

Tensión bomba eléctrica sistema de trasiego combsutible entre tanques

Cargador de baterías

- Espesor

Sistema de combustible

Espesor

Capacidad

155


4

4.1 -

4.2 -

4.3 -

4.4 - Síncrono

4.5 - B-5 / B-20

4.6 -

4.7 -

4.7.1 - H

4.7.2 - H

4.7.3 - H

4.8 - IP-23

4.9 -

4.10 V 400

4.11 - 3

4.12 Hz 50

4.13 % 5

4.14 kVA 1600

4.15 kW 1280 (**)

4.16 cos∂ 0,8

4.17 A

4.18 r.p.m 1500

4.19 % 115

4.20 %-min

4.21 %

4.22 %

4.23 seg

4.24 Kcc

4.25 %

4.26 -

4.26.1 %

4.26.2 %

4.26.3 %

4.26.4 %

4.27 -

4.27.1 %

4.27.2 %

4.27.3 %

4.27.4 %

4.28 kW

4.29 -

4.29.1 - Estático

4.29.2 seg 4

4.29.3 - Si

A 50% carga

A 25% carga

Relación de cortocircuito

Variación de tensión de vacío a plena carga

Rendimiento con cos ∂ = 0,8

A 75% carga

A 100% carga

Tipo de regulador de tensión

Tiempo máximo de respuesta del sistema de excitación

Marcha en paralelo

Perdidas totales en condiciones nominales

Tipo de refrigración

Tensión nominal

Número de fases

Ajuste de tensión

Frecuencia nominal

Cte de tiempo subtransitoria directa (T''d)

A 50% carga

A 25% carga

Rendimiento con cos ∂ = 1

A 100% carga

A 75% carga

Tipo

Forma constructiva

Reactancia subtransitoria directa (X''d)

Reactancia homopolar (Xo)


Excitatriz

Tipo de excitación

Clase de aislamiento

Estator

Rotor


Modelo

Regulador de tensión

Factor de potencia nominal

Intensidad nominal

Velocidad nominal

Capacidad de sobrecarga

Potencia aparente nominal

Potencia activa

Alternador

Fabricante

Sobrevelocidad máxima

5

5.1 -

5.2 -

5.3 -

5.3.1 mm

5.3.2 mm

5.3.3 mm

5.4 - IP-41

5.5 V

5.6 V

5.7 kV

5.8 kV

5.9 -

5.9.1 -

5.9.2 V

5.9.3 A

5.9.4 kA

5.9.5 kV, 1 min

5.9.6 -

5.10 -

5.10.1 -

5.10.2 -

5.10.3 Vcc 24

5.10.4 -

5.10.5 W

5.10.6 W

5.10.7 W

5.11 -

5.11.1 -

5.11.2 -

Tensión de prueba a frecuencia industria 1 min

- A la desconexión

Contactos auxiliares (Tipo y características)

Tensión nominal de servicio

Fabricante

- En servicio continuo

Sistema de control

Armario de control

Capacida de corte a la tensión nominal

Anchura

Relés de interposición

Modelo

Fabricante

- A la conexión

Tensión de prueba a la frecuencia industrial



Dimensiones

Longitud

Altura

Tensión de prueba a impulos

Interruptores auxiliares magnetotérmicos

Fabricante y tipo

Tensión de servicio

Tensión de aislamiento

Fabricante

Tensión nominal

Intensidad nominal

Modelo

Potencia

156

1.3 Diagrama Unifilar básico El diagrama unifilar básico que se propone tras el estudio de los equipos nombrados en el apartado 1.2 del presente capítulo queda de la siguiente manera.

Nivel de generación: 11kV.

Nivel de tensión para servicios auxiliares con potencias superiores a 150kW: 690V.

Nivel de tensión para servicios auxiliares con potencias iguales o inferiores a 150kW.

Constará de un transformador auxiliar que transforme el nivel de tensión de nivel de generación a 690V de 5/8 MVA según el régimen ONAN/ONAF respectivamente.

Se constará de dos transformadores de servicios auxiliares que transformen el nivel de tensión de 690V a 400V de 2.000KVA cada transformador.

Constará de un grupo de emergencia de 1600kVA a un nivel de tensión de 400V.

6

6.1 - N/A

6.2 - N/A

6.3 - N/A

6.3.1 mm N/A

6.3.2 mm N/A

6.3.3 mm N/A

6.4 - N/A

6.5 V N/A

6.6 V N/A

6.7 kV N/A

6.8 kV N/A

6.9 A N/A

6.10 kA N/A

6.11 kA N/A

6.12 - N/A

6.12.1 - N/A

6.12.2 - N/A

6.12.3 - N/A

6.12.4 - N/A

6.12.5 - N/A

6.12.6 V N/A

6.12.7 Hz N/A

6.12.8 V N/A

6.12.9 kV N/A

6.12.10 kV N/A

6.12.11 A N/A

6.12.12 kA N/A

6.12.13 kA N/A

6.12.14 seg N/A

6.12.15 seg N/A

6.12.16 seg N/A

6.12.17 - N/A

6.12.18 V N/A

Tiempo total de eliminación de defectos

Tensión de servicio (en carga)


Poder de cierre en cortocircuito

Fabricante

Intensidad nominal

Poder de corte a la tensión de servicio en cortocircuito

Frecuencia nominal

Modelo

Ejecución

Tipo de mando

Tensión de mando


Tensión de prueba a impulso

Interruptor de grupo


Anchura

Armario de potencia

Tensión de prueba a impulo

Dimensiones


Número de polos


Intensidad nominal en barras

Intensidad admisible de corta duración 1 s

Valor de cresta de la intensidad admisible

Altura

Tiempo de apertura

Fabricante

Longitud

Tiempo de cierre

Tensión de servicio (en carga)



157


159


Capítulo 4. Estudio de la viabilidad económica de la ampliación de un sistema de almacenamiento de energía de sales fundidas. 1. Sistema de almacenamiento con sales fundidas. El método más avanzado de almacenamiento de energía térmica para plantas termo solares es un sistema de almacenamiento con sales fundidas. El sistema incluye todos los equipos y componentes que gestionan el excedente energético del campo solar, así como la cesión del calor almacenado en el propio sistema al circuito de fluido térmico, con la finalidad de permitir la generación ininterrumpida de energía eléctrica a potencia nominal cuando se den circunstancias adversas. El medio empleado para los procesos de transferencia de energía térmica con el fluido térmico es una mezcla eutéctica de sales, que reúne buenas propiedades de transferencia de calor, estabilidad mecánica y química y alta densidad de almacenamiento térmico. El sistema consiste en dos tanques; uno para sales frías y otro para sales calientes, con sistema de inertización para evitar la presencia de agua y sistemas que minimicen las pérdidas de calor al ambiente y garanticen una temperatura de las sales por encima del punto de solidificación. Los tanques están a presión atmosférica y las sales se mantienen en estado líquido en todo el intervalo de temperaturas de operación. Durante el proceso de carga, el fluido térmico transfiere el exceso de energía a las sales. Durante el proceso de descarga, se invierte el flujo de sales para recuperar la energía térmica almacenada durante el proceso de carga. El almacenamiento térmico en las centrales termoeléctricas ofrece la oportunidad de generar energía eléctrica en períodos en los que no es posible la total o parcial generación con la radiación solar incidente, sin tener que realizar un consumo de combustible fósil. Dichos periodos pueden ser:

Bajo condiciones meteorológicas desfavorables (baja irradiación solar);

Bajo existencia de fluctuaciones momentáneas en las condiciones ambientales (periodos de nubosidad transitoria, alta velocidad del viento);

En horas de menor luminosidad del día (ocaso). Adicionalmente, este sistema permite modular el vertido a red y hacer la central energéticamente gestionable, pudiendo verter energía independientemente de la capacidad de generación solar instantánea. Esta energía es acumulada en sales de

160

nitrato, que se encuentran a dos temperaturas diferentes, una para el tanque de sales frías y otra para el tanque de sales calientes. Además, consta de un sistema de intercambio de calor para permitir el tránsito bidireccional de energía térmica entre el circuito de aceite térmico y el de sales. En las horas de mayor radiación solar, una fracción del aceite del campo solar se hace circular a través del intercambiador de calor del sistema de almacenamiento térmico donde el aceite se enfría. Así mismo, las sales fundidas se hacen circular desde el tanque de sales frías al de sales calientes, tomando energía térmica al aceite. Este proceso se denomina ciclo de carga. Cuando la radiación solar recibida por el campo solar es reducida, se procede a invertir el proceso de modo que se fuerza el paso de sales desde el depósito de sales calientes al de frías, transfiriéndose desde las sales al aceite la energía térmica necesaria para la generación de vapor. Este proceso se denomina ciclo de descarga. A continuación se describen los principales subsistemas de los que se compone el sistema de almacenamiento y sus principales características de diseño. 1.1. Sistemas mecánicos 1.1.1. Sales de Nitratos Fundidas El medio de almacenamiento de la energía térmica es una mezcla de nitratos inorgánicos. La mezcla está formada por un 60% en peso de nitratos de sodio y un 40% en peso de nitrato de potasio, básicamente similar a la que se emplea como fertilizantes, tiene las ventajas de poseer una elevada densidad de 1903 kg/m3 a 292º C, un calor específico de 349cal/ kg; una tensión de vapor muy baja a 386º C menos de 0,01 Pa. El punto de congelación es 221º C. La mezcla de nitratos no presenta ataque al acero al carbono; para evitar fenómenos de corrosión el contenido en iones Cl- deberá estar controlado. 1.1.2. Almacenamiento de las Sales Fundidas Como ya se ha explicado la finalidad del Sistema de Sales es almacenar energía térmica, para extender la operación de la planta durante las noches o cuando no se dispone de radiación solar suficiente. El medio en el que se almacena la energía térmica consiste en una mezcla de sales fundidas constituida por 60% en peso de Nitrato de Sodio y 40% en peso de Nitrato de Potasio. La baja tensión de vapor de las sales fundidas permite almacenarlas a presión atmosférica. El sistema de almacenamiento es capaz de albergar las sales incluso a la temperatura más alta (mínima densidad). Para el almacenamiento de sales fundidas se dispone de dos Tanques. En uno se almacenan las sales fundidas frías a 292º C. Las sales se hacen pasar por una serie de Intercambiadores de calor, donde se calientan desde 292º C hasta 386º C con el HTF

161


proveniente del Campo Solar durante las horas de insolación. Las sales calentadas a 386º C se almacenan en el otro Tanque, caliente, de modo que pueda devolverse la Energía Térmica al HTF durante las horas de no insolación. En este caso, las sales frías son enviadas al Tanque frío. El espacio libre del tanque está sellado de nitrógeno para evitar la entrada del aire ya que, en el caso de ruptura de tubos del intercambiador de calor llegarían vapores de HTF inflamables. Gracias a la inertización con nitrógeno se evita la auto combustión del HTF en el espacio de cabeza. Durante los procesos de carga y descarga térmica, se produce el trasvase de nitrógeno de un tanque a otro a través de un colector de unión entre ambos. Adicionalmente, los tanques están provistos de válvulas de seguridad que descargan a la atmósfera a través de un eliminador de llama. Con el fin de evitar aperturas en las paredes, aperturas que obligan a refuerzos y constituirían un punto de posibles derrames por fallo de las bridas, se prevén bombas verticales, internas a los tanques, sumergidas en las sales. Un eje conecta las bombas con su motor, situado fuera del tanque, en el techo. Las paredes de los tanques están aisladas térmicamente con lana mineral para minimizar las pérdidas de calor por las paredes en ambos tanques.En caso de parada larga, existe un sistema de recirculación de sales en el tanque frío que evita su estratificación.Para evitar la congelación de las sales durante largos periodos de parada de la planta, están previstos 8 calentadores eléctricos sumergidos en el volumen muerto del fondo del tanque. 1.1.3. Intercambiadores de Calor HTF – Sales Fundidas Los intercambiadores HTF-sales fundidas estarán diseñados para calentar las sales fundidas a la más alta temperatura permitida por el acercamiento de las temperaturas con una diferencia de 7º C entre el HTF a 393º C y las sales al extremo caliente del intercambiador. El fluido de más alta presión, el aceite térmico, circula por los tubos y las sales fundidas, de más baja presión circulan por la carcasa. Con el fin de eliminar cualquier posibilidad de fugas del aceite térmico hacia las sales, los tubos están soldados a la placa tubular y la placa tubular está soldada a la carcasa. Solo en la eventualidad de ruptura accidental de tubos el aceite térmico entraría en contacto con las sales fundidas. En dicho caso de ruptura de tubos, el HTF vaporizaría, al ser su tensión de vapor superior a la presión de lado sales fundidas, y los vapores entrarían en el tanque hacia donde se está trasladando las sales. Como se ha señalado, además de estar el sistema inertizado con nitrógeno, los tanques están provistos de válvulas de seguridad que descargan a la atmósfera a través de un eliminador de llama. 1.1.4. Bombas de Circulación de Sales Para bombear las sales de un tanque a otro se emplean bombas verticales sumergidas en las sales, instaladas sobre una estructura sobre los tanques.Al no

162

encontrarse sellos mecánicos resistentes a las características oxidantes de los nitratos, la solución obligada es bomba vertical sumergida para este servicio. Asegurar la integridad de los tanques y evitar perdidas de calor en tuberías exteriores entre tanque y depósitos enterrados, son otras de las razones para instalar las bombas interiormente al tanque. Se instalarán tres bombas en operación de bombeo de sales frías y otras tres de bombeo de sales calientes. Se dispondrá además de una bomba adicional de reserva en el circuito de sales frías. De esta forma, se podrán cubrir todo los rangos de operación como: lapuesta en marcha, recirculación para evitar la congelación de las sales, mantenimiento a mínima carga de la turbina etc. El motor de las bombas estará situado en una estructura encima del tanque. El eje de cada bomba está en un tubo que hace la función de camisa, los cojinetes soportados a la camisa, están lubricados por las mismas sales. 1.1.5. Protección Anti congelación La mezcla de sales de nitratos naturales solidifica a unos 221º C. La congelación de las sales debe evitarse porque lleva a paradas prolongadas y desgaste de los componentes. La protección anti congelación mantiene las sales a una temperatura mínima de 260º C. Hay tres niveles de protección.

El primero está constituido por la continua circulación de las sales, por medio de una de las bombas de circulación. En los periodos del día en que el sistema de almacenamiento está fuera de servicio, por ejemplo durante las horas nocturnas después de vaciarse el tanque caliente las sales pueden ser recirculadas desde el almacenamiento de sales frías supliendo las perdidas con una mínima circulación de HTF;

El segundo nivel está constituido por el sistema de traceado eléctrico. Todos los componentes tuberías e intercambiadores de calor están traceados eléctricamente. Los traceados eléctricos tienen una redundancia del 100% y la temperatura en el aislamiento está monitorizada en continuo en cada tramo, con alarma de baja temperatura. El sistema de traceado eléctrico está conectado a la red de servicios de emergencia que recibe alimentación auxiliar desde un grupo diesel de emergencia;

El tercer nivel de protección lo componen 16 calentadores eléctricos en ambos tanques, 8 por tanque, que evitan que en paradas prolongadas las sales almacenadas bajen de la temperatura de congelación.

En la puesta en marcha los tanques y las tuberías, estos deben calentarse con aire caliente para prevenir la congelación de las sales en contacto con la pared fría de los tubos. Es necesario, aunque no es suficiente, mantener desde la puesta en marcha el sistema de traceado eléctrico en operación para asegurar en los circuitos de sales la temperatura de 260º C.

163


1.1.6. Sistema de Nitrógeno

Para inertizar los tanques y proveer a su presurización durante la fase de vaciado es necesario el suministro de dicho gas inerte desde el Sistema de Nitrógeno de planta. El sistema se inertiza con nitrógeno para asegurar que no se producirá combustión de HTF proveniente de una hipotética fuga en un cambiador de aceite/sales.

Durante la puesta en marcha se envía nitrógeno procedente del sistema de planta al tanque de sales. Al final del proceso de puesta en marcha todo el circuito estará lleno de nitrógeno. En operación normal, se precisa mantener un sistema para compensar las pérdidas debidas a diferencia de densidad del N2, en función de las variaciones de temperatura.

1.1.7. Sistema de Drenajes

Se incluirá un sistema de drenajes del volumen de sales remanente en tuberías e intercambiadores mediante un depósito de drenajes provisto de traceado eléctrico y de una bomba vertical o similar para devolver las sales fundidas drenadas al Tanque frío.

1.1.8. Sistema de condensado de HTF y detección de fugas

Los objetivos del sistema son:

Detectar una fuga en el momento en que ésta se produzca;

Separar el HTF que esté en el circuito de sales;

Identificar el punto exacto en el que se ha producido la fuga.

El Sistema de condensado de HTF y detección de fugas, esta constituido por:

Recipiente condensador de HTF;

Analizador en continuo de hidrocarburos;

Transmisores de presión instalados en las líneas de sales de interconexión de los cambiadores;

Tomas de muestras con bridas para la detección de fugas de HTF.

1.1.9. Planta de Fusión de Sales

Los principales componentes del equipo de fusión son la alimentación, la

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dosificación, el horno de fusión y el tanque de postfusión.

La alimentación consiste de estación Big-Bag, trituradora de cilindros, tornillo sin fin de transporte, elevador y silo. Seguidamente, la dosificación se encarga de que el nitrato de sodio y el nitrato de potasio se transporten en la proporción correcta hacia el horno de fusión. El horno de fusión consiste de un crisol u horno de lecho fluido, con sus quemadores, agitador y dos bombas de alimentación de sal.

El calentamiento se lleva a cabo directamente a través de quemadores supervisados que funcionan con gas natural, gas propano o gas propano-butano.

Para la descarga de la sal fundida en el tanque frío, es necesario el uso de un tanque postfusión con una bomba de eje corto.

1.1.10. Sistema Contra Incendios

De acuerdo a la clasificación de áreas, se considera el Área de Almacenamiento de Sales como de bajo riesgo de incendio.

No se ha considerado en la misma un anillo de hidrantes perimetral, por no cubrirse con los mismos todas las áreas del cubeto, y por considerarse cubierto eventualmente con el camión de bomberos que es habitual en este tipo de plantas.

Se ha considerado únicamente disponer una serie de extintores en el cubeto y en las plataformas del Área de Sales.

1.2. Sistema eléctrico

El sistema eléctrico del sistema de almacenamiento de sales incluye:

Cuadro de distribución principal de alimentación a las bombas de transferencia de sales;

Variadores de frecuencia alimentación a las bombas de transferencia de sales;

Cuadro de distribución mixto (Centro de Fuerza y Centro de Control de Motores) para alimentar a las distintas cargas incluidas en el sistema de sales;

Paneles zonales de alumbrado y servicios auxiliares tanto servicio normal como de emergencia alimentados desde los correspondientes paneles principales de alumbrado y servicios auxiliares;

Paneles zonales para alimentación a cargas críticas desde el correspondiente Sistema de Alimentación Ininterrumpida (SAI) de planta;

Paneles de alimentación a los calentadores del fondo de tanque frío y caliente;

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Traceado del sistema de sales, incluyendo los paneles correspondientes;

Bandejas y conduits dentro del cubeto de almacenamiento;

Cableado;

Instalaciones auxiliares y de alumbrado del sistema de sales;

Red de tierras y protección contra descargas atmosféricas.

Los cuadros de distribución principales, al igual que los variadores de frecuencia que alimentan a las bombas de transferencia de sales irán ubicados en un edificio denominado Edificio HTF / Sales en espacios de dimensiones adecuadas para su instalación y mantenimiento, y acondicionados según los requisitos habituales para este tipo de equipos. Se considera que el edificio de HTF/Sales se encontrará ubicado junto al cubeto de sales existiendo una longitud de aproximadamente 30 metros entre la salida del edificio HTF/Sales y el rack de entrada al cubeto de sales.

Se dispondrá de cableado de alimentación desde las salidas necesarias en los paneles principales de Corriente Continua, Sistema de Alimentación Ininterrumpida, alumbrado y servicios auxiliares tanto normal como emergencia para las distintas cargas y paneles ubicados dentro del cubeto de los tanques de sales y necesarios exclusivamente para el funcionamiento del Sistema de Sales. Dichos paneles principales se consideran implantados en el edificio de HTF/Sales mencionado arriba.

Deberá tenerse en cuenta que distintos equipos del sistema de sales deben ser considerados de emergencia en el sistema eléctrico de la Planta, por lo que deberá preverse que la alimentación correspondiente pueda provenir de grupos diesel de emergencia en función del diseño de la Planta.

Los equipos estarán diseñados para trabajar con una rango de tensiones de ±10% tensión nominal, excepto los equipos que sean alimentados desde SAI que se diseñarán para un ±5% tensión nominal y desde CC que será +10% -15%.

Se considera que en las alimentaciones realizadas por otros es posible distribuir el neutro en caso que sea necesario.

La temperatura ambiente de diseño será 40º C, excepto en las cabinas a ubicar en salas acondicionadas que se diseñarán para 25º C.

1.2.1. Requisitos constructivos

1.2.1.1. Cuadros de distribución de Baja Tensión

Serán cuadros metálicos, para instalación interior, compartimentados, con aparamenta extraíble o enchufable, tensión nominal 400/690 V y protección IP41.

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Para el caso de los arrancadores cuando la configuración sea de Centro de Control de Motores se dispondrán de cubículos extraíbles.

La parte fija cuando el interruptor ha sido extraído o desenchufado mantendrá un grado de protección IP20.

Estarán diseñados, fabricados y ensayados de acuerdo con la última edición de las normas IEC. Éstas serán aplicables también a todos sus componentes. Los cuadros de baja tensión previstos son los siguientes:

Cuadro de distribución principal de alimentación a las bombas de transferencia de sales (690 V): 25 kA (1s), 62,5 kAp;

Cuadro de distribución principal mixto (Centro de Fuerza y Centro de Control de Motores) para alimentar a las distintas cargas incluidas en el sistema de sales (400 V): 50 kA (1s), 105 kAp.

Se dispondrá de doble acometida y un sistema de transferencia automática / manual. El tamaño, número de salidas, tipo y dotación de las mismas se determinará en la fase de ingeniería de detalle. Se montarán interruptores de bastidor abierto para calibres iguales o superiores a 800 A, mientras que el resto de interruptores serán de caja moldeada, modulares o guardamotores. En caso de alimentaciones hasta 250 A inclusive podrán compartir cubículos.

En general se dispondrán relés de protección integrados en el propio interruptor, si bien también podrán existir relés de protección indirectos. Existirán los dispositivos de señalización necesarios para comprobar cuando ha operado un relé.

El control de los interruptores motorizados cuando aplique se realizará a 125 Vcc o 110 Vcc.

El control de los arrancadores en configuración de Centro de Control de Motores se realizará a través de transformadores en el propio cuadro. La tensión de control será 230 V ac.

1.2.1.2. Paneles de Baja Tensión

Serán paneles autosoportados o murales dependiendo del tamaño, con envolvente metálica o de poliéster reforzado, con protección IP41 en salas eléctricas e IP54 en áreas de proceso y en exterior, RAL 7035.

Todos los paneles dispondrán en la acometida de un equipo de corte omnipolar (interruptor o seccionador en carga) y estarán diseñados para simple acometida excepto en el caso de los paneles para el traceado de sales que dispondrán de doble acometida.

El tamaño, número de salidas, tipo y dotación de las mismas se determinará en la fase de ingeniería de detalle.

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1.2.1.3. Cables, bandejas y tendido

Se dispondrá de los siguientes elementos:

Cajas terminales;

Elementos de control (botoneras de campo de parada de emergencia para los motores de las bombas de transferencia de sales);

Tubos de plástico para protección de cables;

Material de conexión de cables, incluyendo, grapas, terminales y materiales de fijación;

Placas y elementos de identificación de conductores Cableado En general los cables de fuerza y control eléctrico utilizados serán de conductor de cobre, con aislamiento de XLPE (tipo RV) y cubierta exterior de PVC. Los cables directamente enterrados en caso de aplicar serán armados. Los cables serán no propagadores de la llama según IEC 60332-1 y no propagadores del incendio según IEC 60332-3. Los cables se dimensionarán teniendo en cuenta que la caída de tensión entre el transformador de alimentación o la fuente de tensión regulada es del 1%;

En tendido aéreo en bandejas o bajo tubo metálico;

Enterrados en canalizaciones entubadas o directamente enterrados;

Si aplica, cuando sean directamente enterrados los cables se tenderán sobre lecho de arena, separados según los niveles de tensión, a una profundidad mínima de 0,8 m. La transición entre cable enterrado a cable aéreo se protegerá mediante tubo;

En general, se utilizarán bandejas tipo escalera. También podrá utilizarse bandeja de varillas por ejemplo para distribución de cajas a instrumentos, caminos secundarios y distribución de alumbrado;

Las bandejas utilizadas serán de ancho 200, 400, o 600 mm y altura de ala 100 mm. El llenado de bandejas se realizará en función del nivel de tensión:

o Nivel de Baja Tensión. Los cables hasta secciones de 95 mm2 se tenderán en una sola capa con los cables en contacto mutuo. Los cables de 70 mm2 o menores se tenderán hasta una altura máxima de 40 mm. Las ternas de cables unipolares se tenderán a tresbolillo;

o Nivel de Instrumentación. Se tenderán cables hasta una altura máxima de 80 mm. En general se mantendrá una separación de 300 mm entre bandejas de distintos niveles (distancia entre la parte baja

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de la bandeja y la parte baja de la bandeja inmediatamente superior o entre laterales de bandejas adyacentes).

1.2.1.4. Red de tierras y protección contra descargas atmosféricas

Red de tierras

Se dotará de conexión a tierra a todos los elementos que lo requieran de modo que los valores de tensiones de paso y contacto de la instalación cumplan con los requisitos incluidos en la normativa vigente. Se dispondrá de los conectores y soldaduras aluminotérmicas necesarias para dar continuidad a la red de tierras. Todos los conductores de tierra enterrados serán conductores de cobre trenzado con una sección mínima de 50 mm2.Las uniones enterradas entre conductores se realizan por medio de soldadura. En general, las conexiones a la red de tierra en los equipos eléctricos se realizarán por medio de terminales de compresión. En los motores, se realizará una conexión a la red de tierras por medio de cable de cobre desnudo, para puesta a tierra de la bancada y carcasa metálica.

Sistema de protección contra las descargas atmosféricas

El sistema de protección contra las descargas atmosféricas se realizará por medio de al menos un pararrayo con dispositivo de avance de cebado, y con un radio de protección suficiente para proteger el recinto de los tanques de sales fijado por el cubeto de los mismos de acuerdo a la normas UNE 21185&21186.Los extremos finales de los equipos que se instalen se localizarán al menos 2 metros por encima de la zona protegida, incluyendo antenas, techos y depósitos. El número y diseño de las bajantes será de acuerdo a la Norma UNE 21186.

1.2.1.5. Alumbrado y tomas de corriente

Sistema alumbrado: El alumbrado se realizará preferentemente mediante luminarias de vapor de sodio de alta presión de 250 ó 400 W y luminarias fluorescentes (2 x 58 W). Estará controlado mediante dispositivos de fotocélula y de controlador horario programable. Se dispondrá al menos un panel para alumbrado normal y otro para alumbrado de emergencia. Este último deberá poder ser alimentado desde el grupo diesel de la Planta. En caso de ser necesario, se instalará alumbrado de evacuación mediante bloques autónomos en lugares estratégicos equipados con lámparas fluorescentes de 8W o 11W, grado de protección IP54 y baterías incorporadas.

Tomas de corriente combinadas

Existirán tomas de corriente combinadas para instalación intemperie según sea necesario para mantenimiento formado por:

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o Toma de corriente trifásica 400 V, 32 A, 3F+T según el estándar CEE, en caja metálica;

o Dos (2) tomas de corriente monofásicas 230 V, 16 A, F+N+T según

estándar CEE ;

o Dispositivos de corte manual (seccionador) y protección (fusibles o interruptores magnéticos), en la parte superior de las cajas.

1.3. Sistema de instrumentación y control 1.3.1. Sistema de Control Distribuido (SCD)

El control y supervisión del Sistema de Almacenamiento de Sales se realizará mediante un sistema de control distribuido. El Sistema de Control Distribuido del Sistema de Almacenamiento incluirá la lógica necesaria para realizar la carga y descarga térmica de las sales en función del aporte de aciete térmico al sistema de almacenamiento de sales.

El Sistema de Control Distribuido (SCD) completo para el Sistema de Almacenamiento de Sales incluirá:

Unidades de adquisición y procesamiento de datos (tarjetas entradas/salidas, CPUs, etc.) – A ubicar en Edificio HTF / Sales;

Una (1) estación de Operador – A ubicar en sala de Control de Planta;

Una (1) estación de Ingeniería operador – A ubicar en sala de Control de Planta;

Función de anunciador de alarmas, impresoras;

Servidor de históricos;

Sistema de comunicaciones entre equipos del SCD del sistema de Almacenamiento de Sales redundante;

Ingeniería del SCD del sistema de Almacenamiento de Sales, equipo de diagnosis y mantenimiento;

Interfaces con los sistemas externos .

El sistema de control distribuido desarrollará las funciones de:

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Adquisición de datos;

Control en lazo abierto;

Control en lazo cerrado;

Operaciones manuales y automáticas;

Señalización de alarmas;

Informes de gestión.

Para conseguir niveles adecuados de seguridad y disponibilidad, el sistema de control será redundante en sus elementos principales (controladores, redes de comunicaciones, fuentes de alimentación, servidores de históricos, etc.).Como interfase máquina /operador se utilizará una estación de operación tipo PC basado en tecnología Windows, y a ubicar en la Sala de Control de planta. Los equipos que integrarán el SCD del sistema de almacenamiento consistirán en estaciones de proceso, red de comunicaciones, una estación de operación y una estación de ingeniería de las siguientes características:

1.3.2. Estaciones de Proceso

Las estaciones de proceso consistirán en un sistema basado en microprocesador redundante o controladores multifuncionales con los adecuados interfaces de proceso. Contendrán las funciones que sean necesarias para mantener el proceso en funcionamiento sin intervención del operador y con independencia de la disponibilidad de la estación de trabajo o de la red de comunicaciones.

Las principales funciones de las estaciones de proceso serán la adquisición de datos digitales y analógicos del proceso, procesamiento y acondicionamiento de señales, salidas digitales y analógicas, control de lazos abiertos y cerrados.

Los lazos de control que obtengan datos a través de la red de comunicaciones quedarán en posición segura ante fallo de esta red.Para asegurar alta disponibilidad, el hardware estará funcionalmente distribuido.Se utilizarán módulos estándar de señales de entrada/salida. Las E/S podrán aceptar señales de fuentes de señal comerciales tales como 0-20 mA, 4-20 mA, termopares, RTD, señales digitales.

1.3.3. Bus de comunicaciones

El bus principal de comunicaciones servirá para comunicación de las unidades de control locales con las estaciones de operación e ingeniería. Estará constituida por una red redundante de cable coaxial, cable de par trenzado o fibra óptica capaz de transmitir a una distancia mínima de 1.000 m.

Dispondrá de capacidad de autodiagnóstico y de generación de alarmas que se

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mostrarán en la sala de control. Los dos buses redundantes se rutarán por canalizaciones diferentes. El fallo de uno de los buses no afectará a la operación de la planta, y directamente se producirá la conmutación al restante.

1.3.4. Estación de Operador e Ingeniería

La interfase de operador permitirá la presentación de gráficos de proceso, gráficos de lazos de control, diagramas unifilares esquemáticos, gráficos de tendencias, listas de alarmas, todo ello con actualización dinámica de los parámetros.

La estación de ingeniería estará situada en Sala de Control de planta y podrá ser utilizada para generación y modificación de programas, y diagnóstico del sistema.

1.3.5. Equipos de Campo

Todos los instrumentos de campo estarán diseñados de modo que soporten las condiciones ambientales del emplazamiento en el que vayan a ser ubicados, así, tendrán grado de protección IP54 de acuerdo a EN 60529 para equipos montados en el interior de edificios e IP65 para equipos montados en el exterior.

Los instrumentos electrónicos no se montarán cerca de líneas calientes, depósitos u otros equipos calientes. Las altas temperaturas no añadirán dificultades de calibración o rápido deterioro de los componentes electrónicos.

Se incluirán los siguientes instrumentos para la operación del sistema:

Transmisores: Todos los transmisores tendrán una señal de salida de 4-20 mA correspondiente al mínimo y al máximo valor del rango respectivamente. Se utilizarán transmisores de dos hilos preferentemente. En lo posible se utilizarán transmisores inteligentes, con protocolo Hart. Se utilizarán transmisores con una clase de precisión clase 0,5 o superior. La repetibilidad estará en el rango de ±0,1% del rango. El desmontaje de los dispositivos conectados no abrirá el circuito de salida del transmisor o causará un mal funcionamiento del mismo. En caso de fallo y retorno de la tensión de alimentación en un circuito de medida, no se producirán falsas señales que pongan en peligro el sistema. Los transmisores estarán individualmente protegidos frente a cortocircuitos.

Todos los transmisores serán aptos para instalación exterior con protección IP65 de acuerdo a EN 60529.

Los transmisores en áreas clasificadas estarán de acuerdo a la Directiva Europea ATEX.

Los transmisores que puedan estar sometidos a vacío soportarán un vacío del 100% sin daños.

Los transmisores estarán provistos de todos los medios de aislamiento, válvulas de venteo y purgas y posibilidad de conexión de instrumentos de

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prueba en la entrada y salida de cada transmisor para permitir la calibración.

Cuando las señales digitales no puedan derivarse de un valor analógico, se utilizarán transmisores binarios (switches de temperatura, de presión, etc.). El set-point y banda muerta de cada switch podrá ser ajustado desde el interior de la caja, en todo el rango especificado.

Medidores de temperatura: En general, para la medida de temperatura, se usarán sensores RTD, tipo Pt-100 de acuerdo con IEC 751 para temperaturas de operación de hasta 200º C. En casos excepcionales y en donde no se puedan utilizar señales de termopar se podrá utilizar RTD, tipo Pt-100, con un límite de aproximadamente 400 oC y diseñados para temperaturas de hasta 600º C, al objeto de asegurar su resistencia mecánica para prevenir roturas por altas temperaturas y vibraciones. Para temperaturas de operación superiores a 200º C se usarán termopares, preferiblemente del tipo E y en caso de muy alta temperaturas, > 600º C, tipo K (NiCr-NiAl) de acuerdo con DIN IEC 584-1.

Para medida local de temperatura se utilizarán termómetros tipo bimetálicos. Los termómetros tendrán un dial de diámetro mayor o igual a 100 mm y deben montarse de forma que estén protegidos de vibraciones y proyecciones de agua.

Como norma general todos los instrumentos de temperatura se instalarán con su correspondiente termopozo inserto en tubería o recipiente. El material será de acero inoxidable AISI 316 en el caso de agua y AISI 321 para sales o sustancias que lo requieran, siempre de acuerdo con la especificación de tuberías. Generalmente se construirán a partir de barra taladrada. Los termopozos de prueba contarán con un tapón roscado unido al cuerpo del termopozo mediante una cadena.

Medidores de presión: Se utilizarán medidores de presión de clase 1.6 o superior. Los rangos estándar de medida se seleccionarán respecto de la máxima presión de operación. Para medidas en fluidos viscosos, sucios y corrosivos, se usarán conjuntamente con el medidor sellos separadores (sellos de diafragma); en otras aplicaciones generalmente se montará manifolds de acoplamiento directo. Para aplicaciones con vapor, los instrumentos además deberán protegerse de altas temperaturas incorporando sifones o similar.

Los indicadores de presión ó manómetros serán preferiblemente tipo Bourdon y tendrán un dial de mínimo de 100 mm y estarán localizados donde puedan ser fácilmente observados o combinados en grupos o tableros de indicadores. Los indicadores serán resistentes a vibraciones y estarán diseñados de forma que puedan alcanzar el fin de escala sin afectar a su calibración.

En servicios de sales y HTF, debido a las condiciones del fluido, los medidores

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de presión y presión diferencial se instalarán con sellos separadores tipo diafragma.

Medidores de caudal: En servicios de sales o aceite térmico se recurrirá al empleo de transmisores de caudal por ultrasonidos.

La medida de caudal de gas se realizará normalmente mediante el principio de presión diferencial. El material, dimensiones e instalación de los orificios estarán de acuerdo a la especificación de las tuberías en las que se instalen. Se dispondrán válvulas de corte en todos los puntos de picaje de las placas de orificio/toberas.

Todos los transmisores de presión diferencial estarán provistos de:

o Válvulas de corte dispuestos directamente en los puntos activos de presión;

o Manifold para permitir aislar el transmisor de la presión activa y

comprobar el punto cero del transmisor;

o Válvulas independientes de drenaje para limpieza de los tubos de presión activa.

Medidores de nivel: En aplicaciones de sales, aceite térmico, etc. se recurrirá al empleo de transmisores de nivel tipo rádar o ultrasonidos, instalados generalmente con tubo tranquilizador.

Medidores de vibración: Se medirán las vibraciones en grandes máquinas rotativas o alternativas para protección y mantenimiento predictivo. Se dispondrán las indicaciones apropiadas en la Sala de control para estas medidas y a las alarmas en caso de que los niveles de vibración pudieran causar daños en los equipos o afectar a la seguridad de la Planta.

Se seguirán los siguientes criterios para la medida de vibraciones en máquinas rotativas:

o Para vibraciones del eje del rotor y posición axial se utilizarán sondas de proximidad sin contacto;

o La medida se efectuará en μm pico a pico;

o En casos en que debido a las condiciones de proceso, accesibilidad o

servicio no crítico, pueda suponer el uso de transmisores de vibración montados en la máquina, los transmisores serán del tipo de “aceleración” incorporando un filtro, si es necesario, junto con integración en el monitor de la unidad de vibración con lectura de velocidad en mm/seg. Cuando la velocidad de rotación de la máquina

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y frecuencias de vibración generadas lo aconsejen se utilizarán transmisores del tipo velocidad en lugar de acelerómetros.

Medidas de valores eléctricos: Para la medida de parámetros eléctricos tales como tensión, intensidad, potencia, frecuencia, etc. se utilizarán transmisores electrónicos para convertir la salida de los transformadores de medida en corrientes 4-20 mA. Alternativamente podrán emplearse analizadores de redes o centralitas de medida comunicadas mediante bus con el SCD. La clase de precisión de la medida será de 0,5 para los transformadores de medida correspondientes, y de clase 1 para los equipos de medida convencional.

Válvulas de control: Los husos y la parte interna de las válvulas de control estarán construidos en acero cromado con gran resistencia al desgaste y a la corrosión. El cuerpo de la válvula será de acero de fundición o forjado. Dispondrán también de accionamiento manual e indicador local de posición.

Las válvulas no generarán ruido superior a 85 dB medido a 1 m aguas debajo de la salida de la válvula y a 1 m del eje de la tubería. Donde no se cumpla este requisito por limitaciones físicas, se dispondrán medidas de atenuación de sonido para cumplir el criterio de los 85 dB.

Donde debido a las grandes dimensiones (grandes caudales) o a las bajas presiones estáticas o caídas de presión, la utilización de válvulas de asiento no sea posible, se utilizarán válvulas de mariposa.

Actuadores: Los actuadores de válvulas de control o compuertas serán eléctricos o neumáticos. Los actuadores de tipo ON/OFF o posicionadores manuales serán normalmente de tipo eléctrico, aunque podrán considerarse también tipo solenoide para pequeñas válvulas. Los actuadores neumáticos se diseñarán de forma que en caso de fallo de aire el actuador quede en la posición inmediatamente anterior al fallo, o bien vaya a la posición segura para el proceso.

Para todos los actuadores de válvulas de control o compuertas de sistemas principales se preverá indicación local de posición y transmisores para la posición remota y realimentación del lazo de control, de acuerdo con las condiciones de servicio más desfavorables que puedan producirse. Los transmisores soportarán condiciones de alta temperatura, vibraciones y derrames de vapor o agua caliente donde se requiera. El grado de protección será IP65 de acuerdo a EN 60259.

Los actuadores tendrán un volante de operación manual directa, que permita el accionamiento por un operador. Un mecanismo de embrague inhibirá la alimentación del actuador cuando se está operando manualmente.

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Válvulas solenoide: En líneas con diámetro nominal hasta DN 25, y para control de actuadores neumáticos, se utilizarán válvulas solenoide. Dichas solenoides serán de bajo consumo, por lo que se alimentarán a 24Vdc directamente desde el SCD.

1.3.6. Racks y Cajas de Conexión

1.3.6.1. Racks de cables

Se utilizarán racks de tipo abierto para la centralización y terminación de cables de control de baja tensión en las salas de racks. Estarán construidos mediante angulares rígidos de acero.

Para tensiones superiores a 60 V, se dispondrá una sección separada con una tapa de chapa metálica de protección.

1.3.6.2 Cajas de centralización

Para simplificar la distribución de señales, minimizar número de cables que llegan al SCD y centralizar conexiones se utilizarán cajas de terminales en los siguientes puntos:

Equipos en los que sea necesario cambiar secciones del cable;

Actuadores eléctricos, válvulas todo/nada, finales de carrera en válvulas manuales, etc.;

Cajas de centralización que recojan la instrumentación de los conjuntos bomba+motor, ubicadas en las propias bancadas de los equipos;

Centralización de señales (analógicas y digitales) que provengan de equipos de campo (válvulas, transmisores, etc.).

Las cajas intermedias de conexión tendrán un grado de protección IP65 de acuerdo a EN60529 y estarán equipadas con los regleteros de bornas adecuados para conexión de los cables, y con terminales para puesta a tierra. En áreas clasificadas, las cajas estarán de acuerdo a la Directiva Europea ATEX.

1.3.7. Alimentación y Protecciones Eléctricas

Se utilizarán los siguientes niveles de tensión para los sistemas de I&C:

400 Vac sistema normal;

400 Vac sistema emergencia interrumpible (back-up grupo diesel);

230 Vac Sistema de alimentación ininterrumpible (SAI).

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Las tensiones de alimentación a los paneles de control será preferiblemente 230V de UPS, y los sistemas que requieran redundancia tendrán la configuración de doble alimentación con dispositivos de protección separados. Los feeders individuales podrán alimentar un único cubículo o varios cubículos combinados como un grupo lógico.

Los actuadores eléctricos se alimentarán a 400V AC.

Todos los equipos estarán protegidos mediante fusibles o interruptores automáticos. Los dispositivos de protección principales se dispondrán según grupos funcionales.

Para los fusibles y dispositivos de protección se seguirá un criterio de selectividad de forma que las faltas en elementos individuales sean despejadas por el dispositivo más cercano sin afectar al dispositivo principal aguas arriba.

La actuación del dispositivo de protección principal se señalizará como alarma en la Sala de control de forma individual. El disparo de los dispositivos individuales se recogerá en la sala de Control en una alarma común.

El sistema de alimentaciones eléctricas estará diseñado de forma que una falta en un determinado módulo que afecte a una lógica de enclavamientos o sistema de control, quede restringida al sistema en que ha tenido lugar dicha falta.

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2. Análisis de viabilidad económica

Conocidos los costes asociados al proyecto, localización de la planta, estimación de la energía generada y las características del mercado, se podrá realizar una valoración económica del proyecto.

Se busca desarrollar el Project Finance (PF), sistema para financiar el proyecto basado en el análisis y la identificación de los riesgos que conlleva. El PF constituye un sistema de financiación de un proyecto sin recurso o con recurso limitado a los socios, cuya amortización de capital y pago de intereses se realiza con los flujos de caja generados por el propio proyecto.

Como características principales un proyecto debe cumplir los siguientes requisitos para ser considerado financiable:

Generación de flujos de caja más que suficientes para atender al pago de la deuda principal y remuneración a los fondos prestados o aportados, bancos o inversores.

Definición coherente del proyecto que permita predecir razonablemente el período en el que se irán realizando los flujos de caja que produzcan.

Creación de una sociedad vehículo de proyecto o Special Purpose Vehicle (SPV) que será la encargada de la gestión del proyecto, obtención de la financiación, pago de deudas, remuneración de los accionistas y de controlar su ejecución.

Como ventajas el PF presenta:

Posibilidad de tener participación en el mayor número posible de proyectos, con el objetivo de poder diversificar y usar menos recursos propios. Al tener mayor financiación los fondos propios pueden ser usados en un mayor número de proyectos.

El riesgo de la inversión se comparte entre el promotor y los accionistas. Al ser la SPV una sociedad nueva, permite incorporar nuevos socios con los que distribuir el riesgo.

El promotor mantiene su calidad crediticia al no endeudarse. Lo hace la SPV.

Como consecuencia de los dos puntos anteriores se buscará obtener la mayor financiación posible.

Para la comprensión del modelo financiero será necesario conocer la estructura económica del proyecto.

2.1. Datos de partida

Como datos de partida del estudio se ha tenido en cuenta:

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Incremento de gasto de gas natural al año de 35 GWh;

Incremento de gasto de agua de 290.200 m3;

Incremento de gasto de nitrógeno al mes de 60 toneladas;

Gasto en operación y mantenimiento;

Gastos en subcontratas;

Incremento en los autoconsumos al año de 3,7 GWh;

Amortización a 15 años;

Gastos de repuestos;

Incremento de la producción estimada al año es de 70 GWh;

Impuesto de sociedades del 30%;

La inversión inicial realizada es de 95.000.000 € y compuesta principalmente por:

o Coste de ingeniería;

o Gestión del proyecto;

o Ampliación del campo solar;

o Ampliación del bloque de potencia en los que se incluye la obra civil, estructura metálica y equipos como depósitos de expansión, bombas de HTF, transformador, variadores de frecuencia, barras de fase, ampliación del DCS y montajes eléctrico y mecánico.

o Sistema de almacenamiento de sales en el que se incluyen equipos mecánicos, piping, I&C, las sales, traceado y los montajes mecánico, eléctrico y de I&C.

2.2. Cálculos

Para la estimación del beneficio neto han sido necesarios los siguientes cálculos:

2.2.1. Cálculo del EBITDA

Ingresos

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Gastos Opex

EBITDA = Ingresos - Gastos Opex(-)

2.2.2. Cálculo del EBIT

EBIT = EBITDA – Amortizaciones

Amortizaciones: las amortizaciones se distribuirán a lo largo de los 15 primeros años a partir de los dos años contemplados para la ejecución de la obra y la puesta en marcha.

2.2.3. Cálculo del EBT

EBT = EBIT – Intereses

Intereses: se estiman un 6% del valor pendiente de devolver del préstamo.

2.2.4. Cálculo del resultado

Resultado = EBT – Impuestos

Impuestos: impuesto de sociedades del 30% aplicado sobre el EBT.

2.2.5. Cálculo de los Flujos de Caja

Para calcular el flujo de caja indirectamente, se empieza con el resultado de explotación en la cuenta de resultados. El primer paso es añadir todos los gastos que no afectan a la situación de caja, como por ejemplo la depreciación. El segundo paso es considerar todos los cambios del balance que sí afectan a la situación de la caja. Un aumento en el número de acreedores, en cambio, produce un flujo de caja añadido, puesto que se han obtenido los bienes y servicios pero aún no se ha pagado a sus proveedores

CF = Resultado + Amortizaciones – Capex – Δdeuda

Gastos de Capex: Inversión inicial y repuestos.

Δdeuda: deuda que se devuelve.

2.2.6. Cálculo de la TIR del caso inicial sin apalancamiento

Para el cálculo de la tasa interna de retorno antes será necesario calcular el VAN (valor actual neto).

El VAN es un procedimiento que permite calcular el valor presente de unos determinados flujos de caja futuros del proyecto. Permite conocer si la ejecución de un proyecto produciría ganancias considerando la inversión inicial, al calcular el valor presente de los flujos de caja futuros, descontando una tasa de interés prevista o inflación. Se ha calculado de la siguiente manera:

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La TIR o tasa interna de retorno, es la tasa de descuento que hace igual a 0 el VAN. Esto es, valor de la tasa de interés que hiciera que el proyecto no generara ganancias.

Para que el proyecto sea viable son necesarias unas tasas internas de rentabilidad exigida en torno al 12%, ver apartado 3 de este capítulo.

Por último se han supuesto una serie de escenarios, en los que se han variado la forma ejecutar las amortizaciones y el nivel de apalancamiento de la inversión con el objetivo de observar como varía la rentabilidad del proyecto. El objetivo de este punto es el de determinar la TIR para los distintos escenarios considerados.

2.3. Análisis de la inversión del caso inicial

Para el análisis de la inversión del caso inicial no ha habido financiación externa por lo tanto los valores de deuda serán siempre nulos.

A partir de los datos expuestos en el apartado 1, los valores correspondientes son los mostrados en la Tabla 4.1:

Tabla 4.1 Gastos de Opex

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Los valores de la Inversión Inicial expuestos en el apartado 1, son los mostrados en la Tabla 4.2:

Tabla 4.2 Costes Capex

Como se ha dicho en el apartado 2, para que el proyecto sea viable son necesarias unas tasas internas de rentabilidad exigida en torno al 12%. Esto quiere decir que para valores obtenidos de TIR inferiores al 12% se desaconsejará la inversión ya que la empresa considera una mínima rentabilidad para cualquiera de los proyectos en que participa. Para ello se ha tomado un valor de interés de la inversión del 12% para reflejar en el VAN que el valor mínimo esperado de actualización del valor de la inversión es como mínimo del 12 %. Implica que no se decidirá invertir para valores de VAN inferiores a cero que conlleva una rentabilidad inferior a la exigida.

2.3.1. Resultado a partir del Free Cash Flow

Los flujos de caja calculados a partir de estos datos se denominan flujos de caja libre o Free Cash Flows (FCF). A partir de estos valores se calcularán el VAN y la TIR del proyecto.

Con estos datos de entrada y según los cálculos realizados según se explica en el apartado 2 se obtienen los siguientes resultados de VAN y TIR como se muestran en

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la Tabla 4.3:

Tabla 4.3 VAN y TIR caso inicial

VAN 21.604.620,73 €

TIR 15,36%

El valor presente de los flujos de caja libres futuros del proyecto o VAN resulta ser mayor que cero por lo que se deduce que la inversión dará flujos de caja positivos con una tasa de interés superior al 12% por lo tanto la inversión realizada producirá como mínimo las ganancias esperadas para el período estudiado. A la vista de estos resultados la inversión es aconsejable debido a dos motivos:

Se ha obtenido un valor positivo para el VAN.

se obtiene una TIR superior a la mínima exigida.

Cualquier empresa posee múltiples objetivos, pero el principal es maximizar el beneficio a largo plazo. Para la inversión realizada y un período estudiado de 25 años una rentabilidad de 15,36% es un valor que indica que invertir en el proyecto reporta beneficios.

El año 13 es el año en el que se recupera la inversión realizada. A día 31 de diciembre del año 13 la suma de los flujos de caja libre habrá superado el valor de la inversión inicial. Por lo que el plazo de recuperación de la inversión es razonable para este tipo de proyectos.

2.3.2. Resultados a partir del Cash Flow. Apalancamiento

En este apartado se calcularán el VAN y la TIR para el accionista. La empresa consta de activos suficientes que respalden la obtención de un crédito así como estudios sólidos sobre la viabilidad del proyecto por lo que se obtiene facilidad por parte de un banco o de un consorcio de bancos para la obtención del crédito.

Se obtendrá un préstamo del 70% del valor de la inversión a realizar. Con esta operación el valor invertido por los accionistas (capital propio) es del 30%, 28.500.000€ en lugar de 95.000.000€. La principal variación con lo expuesto en el apartado 3.1, en los flujos de caja es la aparición el primer año del valor de préstamos y en años sucesivos se restará el valor a pagar por los intereses del préstamo. Esta operación se denomina apalancamiento y hace que la rentabilidad en la inversión aumenta considerablemente.

Las condiciones del préstamo son:

Importe del préstamo: 66.500.000€ en el año 1;

Interés: 6%;

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Plazo de devolución: 10 años y cantidad constante;

Otras condiciones pactadas: devolución a partir del año 5;

Los valores obtenidos son los que se muestran en la Tabla 4.4

Tabla 4.4 VAN y TIR con apalancamiento

VAN 51.670.176,68 €

TIR 39,74%

Como se ha comentado anteriormente el valor de la TIR aumenta considerablemente lo que hace más atractiva la inversión.

Se puede concluir como en el apartado 3.1, el valor presente de los flujos de caja futuros del proyecto o VAN resulta ser mayor que cero por lo que se deduce que la inversión dará flujos de caja positivos con una tasa de interés superior al 12% por lo tanto la inversión realizada producirá como mínimo las ganancias esperadas para el período estudiado. A la vista de estos resultados la inversión es aconsejable debido a dos motivos:

Se ha obtenido un valor positivo para el VAN.

se obtiene una TIR superior a la mínima exigida.

El año 7 es el año en el que se recupera la inversión realizada. A día 31 de diciembre del año 7 la suma de los flujos de caja habrá superado el valor de la inversión inicial. Por lo que el plazo de recuperación de la inversión mejora con respecto al valor obtenido en el apartado anterior.

2.4. Análisis de sensibilidad

Un análisis de sensibilidad es una herramienta de toma de decisiones. Después de haber estudiado el caso inicial expuesto en el apartado 3, se ha realizado un análisis de sensibilidad de la inversión. Para este apartado se va a calcular la TIR del accionista para diferentes hipótesis.

Estas hipótesis se expresan variando cinco parámetros obteniendo nuevos valores de la TIR. Los valores se han variado en todas las combinaciones que permite el modelo para analizar la influencia de la relación entre estos. Los valores han sido:

Intereses sobre la deuda;

Ingresos;

Gastos en Opex;

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Variación de la prima;

Años de amortización de la inversión inicial.

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Capítulo 5. Estrategia de consumo de Gas Natural

Dentro del ámbito del Real Decreto 661/2007 del 25 de mayo por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, y dentro del Subgrupo b.1.2. las instalaciones que utilicen únicamente procesos térmicos para la transformación de la energía solar, como energía primaria, en electricidad podrán utilizar equipos que utilicen un combustible para el mantenimiento de la temperatura del fluido trasmisor de calor para compensar la falta de irradiación solar que pueda afectar a la entrega prevista de energía. La generación eléctrica a partir de dicho combustible deberá ser inferior, en cómputo anual, al 12 por ciento de la producción total de electricidad si la instalación vende su energía de acuerdo a la opción A del artículo 24.1 del citado Real Decreto. Dicho porcentaje podrá llegar a ser el 15 por ciento si la instalación vende su energía de acuerdo a la opción B del artículo 24.1 del mismo. Opción A: Ceder la electricidad al sistema a través de la red de transporte o distribución, percibiendo por ella una tarifa regulada, única para todos los periodos de programación, expresada en céntimos de euro por kilovatio-hora. Opción B: Vender la electricidad en el mercado de producción de energía eléctrica. En este caso, el precio de venta de la electricidad será el precio que resulte en el mercado organizado o el precio libremente negociado por el titular o el representante de la instalación, complementado, en su caso, por una prima en céntimos de euro por kilovatio-hora. Según el contrato EPC se deben cumplir unos valores garantizados de energía neta vertida a red. En caso de no cumplirse estos valores se aplicarán unas penalizaciones. Dichas penalizaciones vienen reflejadas en la Tabla 5.1. Dentro de los límites del contrato EPC el contratista deberá operar la planta durante 3 años. El estudio del consumo del gas natural y establecer una estrategia de uso del mismo condicionará el resultado final de la explotación de la central. La optimización de este recurso puede llevar a aumentar la producción considerablemente. El uso del gas permite también adaptarse a los niveles de demanda impuestos por el operador del sistema en caso de faltas transitorias de irradiación solar debidos a la climatología así como a adelantar el arranque o retrasar la parada de la planta.

Tabla 5.1. Penalizaciones sobre producción garantizada.

1. Procedimiento de operación sistema de HTF Con el fin de conocer el sistema de HTF y poder proceder con corrección a su mantenimiento se ha estudiado su procedimiento de operación. El circuito de HTF comienza con las cuatro líneas que provienen del campo solar. El HTF caliente circula por las mismas hasta el colector de aceite caliente, donde es conducido a los trenes de generación de vapor. Cada tren está compuesto por un precalentador, un evaporador y un sobrecalentador instalados en serie, y un recalentador en paralelo. EL HTF caliente circula a través de los intercambiadores de calor, permitiendo la generación de vapor en el lado agua/vapor de los trenes de generación (sistema de generación de vapor). Los trenes de generación de vapor están equipados de unas líneas de venteo que los conectan con los tanques de expansión. El HTF frío circula hasta el colector de aceite frío y después a los tanques de expansión, los cuales dispone de líneas de drenajes y venteos hacia el sistema de ullage. Desde los tanques de expansión, el aceite circula hacia las bombas de HTF donde es bombeado hacia el campo solar a través de cuatro líneas.

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En el caso de que el calentamiento producido por el campo solar no sea suficiente, las calderas de HTF apoyarán al sistema para conseguir la temperatura deseada en el aceite térmico. También es posible hacer circular HTF por las tuberías del sistema para evitar el congelamiento de las mismas durante periodos nocturnos o paradas prolongadas. En este caso las bombas de HTF estarán paradas mientras la bomba auxiliar estará en funcionamiento. Dependiendo de la temperatura necesaria para evitar la congelación, el aceite circulará o no a través de las calderas de HTF. Los venteos, drenajes y válvulas de seguridad de los tanques de expansión están conectados con el sistema de ullage. 1.1 Líneas de HTF desde el campo solar a los trenes de generación de vapor 1.1.1 Líneas desde el campo solar 20JB_10/20/30/40 Cada línea tiene una válvula de control de caudal así como un transmisor de caudal, temperatura y presión. Las cuatro líneas se conectan a la línea 20JB_55BR010, la cual conecta los campos con el colector de HTF caliente. Esta línea tiene un venteo que conecta con la línea 20JC_20BR501 que lleva el aceite a los tanques de expansión. La válvula neumática todo-nada 20JC_10AA100 abre para ventear el caudal hacia los tanques de expansión. 1.1.2 Línea 20JB_50BR030 a los trenes de generación de vapor El HTF caliente circula desde el campo solar por la línea 20JB_50BR030 hacia los trenes de generación de vapor. La válvula motorizada posicionable 20JB_50AA080 permite variar el caudal de aceite que pasa directamente a los trenes o a través del tanque buffer, dependiendo de la diferencia de temperatura del aceite en el tanque buffer 20JA_10CT001 y la del colector caliente 20JB_50CT001. También se tiene la medida de temperatura a la entrada de los trenes de generación de vapor medida por el transmisor 20JB_50CT002. Después de la conexión del retorno del tanque buffer, la línea se divide en las dos entradas (20JS_10/20BR010) de los trenes de generación de vapor. 1.1.3 Línea 20JB_60BR010 de by-pass a los trenes de generación de vapor Por esta línea circula el HTF procedente del colector caliente hacia los tanques de expansión. Es el by-pass de los trenes de generación de vapor. El caudal que circula por la línea se controla por medio de la válvula de control 20JB_60AA090. 1.1.4 Tanque buffer 20JA_10BB010 Este tanque sirve como acumulador de calor para absorber los efectos negativos de un corto periodo de tiempo de ausencia o reducción de radiación solar durante la

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operación normal de la planta. También es utilizado para ayudar a homogeneizar la temperatura del HTF procedente de los diferentes cuadrantes del campo. La línea 20JA_10BR010 conecta el colector caliente con el tanque buffer para llenarlo de aceite térmico durante el precalentamiento. La línea tiene una válvula motorizada posicionable 20JA_10AA080 que abre dependiendo de la posición de la válvula 20JB_50AA080. Para llenar el tanque de aceite caliente sin mandar aceite frío al GVS, existe una línea 20JA_10BR040 con válvula manual normalmente cerrada. Para proceder al calentamiento habría que abrir dicha válvula y cerrar la manual 20JB_60AA020, y regular el aceite frío con la válvula de control del bypass. A la salida del tanque buffer se encuentra la línea 20JA_10BR030 por la que circula el HTF, para retornar a la línea de conexión del colector caliente con los trenes de generación 20JB_50BR030. El tanque buffer posee un venteo en la parte superior, y transmisores e indicadores locales de presión y temperatura. También lleva instalado una válvula de seguridad y una válvula todo-nada para evitar sobrepresiones en el tanque. Ambas válvulas conducen el HTF a los tanques de expansión por la línea 20JC_20BR501. 1.1.5 Colector de aceite caliente 20JB_50BR10. El colector de aceite caliente tiene las siguientes líneas de entrada y salida:

Líneas de entrada al colector: Desde campo solar 20JB_55BR010.

Desde las bombas de HTF (by-pass campo solar) 20JF_80BR010.

Líneas de salida del colector:

A tanques de expansión 20JB_60BR010.

A tanque buffer y a trenes de generación de vapor 20JB_50BR030.

El colector lleva instalado transmisores de presión y temperatura. 1.2 Trenes de generación de vapor 1.2.1 Precalentadores, evaporadores, sobrecalentadores y recalentadores La línea 20JB_50BR030 desde el colector de aceite caliente se divide en dos líneas 20JS_10/20BR010 una para cada tren de generación. Al principio de cada línea hay una válvula motorizada 20JS_10/20AA080 que permite que el caudal de HTF llegue a cada tren

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Después de la válvula motorizada hay un ramal 20JS_10/20BR011 que permite la inyección de aceite en los recalentadores. El aceite calienta en contracorriente el agua introducida en el generador por las bombas de agua de alimentación, y genera el vapor a las condiciones de presión y temperatura exigidas por turbina. El caudal de HTF es controlado mediante las válvulas 20JS_10/20AA090 a la salida de los precalentadores. En los recalentadores, el HTF aumenta la temperatura del vapor obtenido en la extracción de alta de la turbina de vapor y del by-pass de la misma. El caudal de HTF necesario depende de la temperatura de salida de vapor de los recalentadores y es controlado por las válvulas 20JS_10/20AA091. Después de la válvula, la línea vuelve a unirse con la principal 20JS_10/20BR040. A la salida de cada tren se dispone de una válvula motorizada 20JS_10/20AA081. Están disponibles en el SCD las medidas de temperatura a la entrada de los sobrecalentadores, evaporadores y precalentadores, y a la salida de los precalentadores y los recalentadores. También se dispone en el SCD de medida de presión en los precalentadores, evaporadores y sobrecalentadores. Los precalentadores y sobrecalentadores y sus líneas de interconexión con los evaporadores, llevan instalados válvulas de seguridad para protegerlos en caso de rotura de tubos. Las válvulas de seguridad están conectadas con el tanque de recogida de PSV´s 20JA_20BB010, el cual sirve para almacenar la mezcla de vapor/HTF. El tanque dispone de dos salidas, una hacia el gestor de residuos mediante la válvula todo-nada 20JA_20AA100, y otra a la atmosfera para mantener el tanque a una determinada presión mediante la válvula de control 20JA_20AA090 y evitar el flasheo del HTF líquido. Dispone de medida remota de presión, temperatura y nivel e indicador local de nivel, así como de resistencia de caldeo para mantener el tanque a una determinada temperatura. 1.2.2 Líneas de venteos Los trenes de generación de vapor también disponen de líneas de venteos. Cada línea de venteo dispone de una válvula todo-nada que permanece abierta durante el arranque y se cierra automáticamente una vez alcanzado un determinado caudal de aceite térmico. Todas las líneas se conectan en la línea 20JC_45BR501 por la cual el HTF es llevado a los tanques de expansión. 1.3 Tanques de expansión 1.3.1 Colector de aceite frío 20JE_ 60BR010 El colector de aceite frío tiene las siguientes líneas de entrada y salida:

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Líneas de entrada al colector:

Desde los trenes de generación de vapor 20JS_10BR040 y 20JS_20BR040

Desde el colector caliente 20JB_60BR010. By-pass del generador de vapor.

Líneas de salida del colector:

A tanques de expansión 20JE_10BR010, 20JE_20BR010 y 20JE_30BR010

1.3.2 Tanques de expansión 20JE_10/20/30BB010 La expansión térmica del HTF se realiza en tres tanques de expansión de igual volumen, instalados en cascada y aguas abajo de los trenes de generación de vapor. Los tanques de expansión recogen el aceite térmico proveniente de los trenes de generación de vapor y de los venteos del generador de vapor, del tanque buffer y de las calderas de HTF. Los tanques de expansión son los puntos de llenado del circuito de HTF. Tienen medidas en el SCD e indicaciones locales de presión, temperatura y nivel. 1.3.3 Líneas de entrada a los tanques de expansión

Las líneas 20JE_10BR010, 20JE_20BR010 y 20JE_30BR010 distribuyen el HTF frío en los tres tanques de expansión.

La línea 20JE_25BR10 al tanque de expansión 20JE_30BB010 y la línea 20JE_26BR10 al tanque de expansión 20JE_10BB010 conectan los venteos de HTF del tanque buffer, del generador de vapor y de las calderas de HTF con los tanques de expansión.

Por las líneas 20JE_50BR010 y 20JE_50BR020 retorna el HTF desde el sistema de ullage a los tanques de expansión 20JE_20BB010 y 20JE_10BB010 respectivamente.

Las líneas 00QJD30BR020, 00QJD30BR030 Y 00QJD30BR040 inyectan nitrógeno en los tanques de expansión.

1.3.4 Líneas de salida de los tanques de expansión

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Por las líneas 20JE_20BR020 y 20JE_30BR020 el HTF circula desde los tanques de expansión 20JE_20BB010 y 20JE_30BB010 respectivamente, hacia las bombas de HTF.

Las líneas 20JE_11BR010, 20JE_10BR020 y 20JE_21BR010 sirven de interconexión entre los tres tanques de expansión.

Los venteos de los tanques de expansión son llevados hacia el sistema de ullage mediante las líneas 20JC_70BR501, 20JC_70BR502 y 20JC_70BR503. Las tres líneas se unen en la línea 20JC_70BR510. Por medio de la válvula de control de presión 20JC_70AA090 se controla el caudal que es llevado al sistema de ullage. Se dispone de otra válvula en paralelo 20JC_70AA091 para el caso de que la primera falle. La medida de presión de la línea es enviada al SCD y utilizada para controlar el lazo.

Antes de las válvulas de control se dispone de una válvula motorizada 20JC_70AA080 que abre y cierra automáticamente en función de la presión en la línea.

Las líneas 20JE_10BR202, 20JE_20BR202 y 20JE_30BR202 llevan al sistema de ullage la salida de HTF de las válvulas de seguridad de cada uno de los tanques de expansión.

1.4 Bombas de HTF El HTF frío circula desde los tanques de expansión hasta el colector de aspiración de las bombas de HTF 20JD_10BR010. Se dispone de cinco bombas de HTF con variador de velocidad, 20JD_11/12/13/14/15AP010, las cuales aspiran desde el colector 20JD_10BR010, y descargan en el colector de impulsión 20JD_25BR010. Cada línea de aspiración 20JD11/12/13/14/15_BR010 dispone de un filtro con medida local de presión a la entrada y a la salida, y medida remota de presión y temperatura en la aspiración de la bomba. También dispone de medida local de presión en la aspiración. En la impulsión de cada bomba se dispone de medida de presión local y remota y de válvula motorizada 20JD_11/12/13/14/15AA081. Cada bomba dispone de una línea de precalentamiento por la cual circulará HTF cuando la bomba esté parada. También se dispone de una bomba auxiliar 20JF_10AP010 utilizada en los modos de operación antifreezing y de circulación con la planta parada. La bomba dispone de variador de velocidad para lograr un arranque suave. Tanto a la aspiración como a la impulsión se dispone de la misma instrumentación que en las bombas principales, así como de filtro en la aspiración.

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En las líneas 20JD_17BR010/20/30 se dispone de un filtro 20JD_17AT001 para la limpieza del aceite térmico. Por medio de una válvula de control 20JD_17AA090 y un transmisor de presión, se controla el HTF que circula a través del filtro. El funcionamiento del filtro se hará durante el modo de circulación para mantener limpio el sistema de aceite térmico. Los modos de funcionamiento de las bombas de HTF se describen Capítulo 2 Modo de operación de la planta. 1.5 Líneas de HTF desde bombeo al campo solar Las líneas por las que circula el HTF por los campos solares desde el colector de impulsión 20JD_25BR010 son 20JD_55BR010, 20JD_30BR010, 20JD_50BR010 y 20JD_40BR010. Cada línea cuenta con medida remota de caudal, presión y temperatura. 1.6 Caldera auxiliar de HTF Desde el colector de impulsión de las bombas de HTF, el HTF circula por la línea 20JF_20BR010 hacia las calderas auxiliares 20JF_40/50/60AC010. La línea dispone de medida remota de temperatura. Las calderas de HTF dispondrán de un sistema de vaciado con nitrógeno a los tanques de expansión o a depósito externo (opcional). También cuentan con un sistema de alivio térmico en casos de sobrepresiones. La línea 20JF_10BR025 es un by-pass a las tres calderas. Dispone de una válvula de control de temperatura 20JF_10AA090 la cual dependiendo de la temperatura de salida de las calderas 20JF_80CT001 permite el paso de mayor o menor caudal por el by-pass. Esta línea también se utiliza como by-pass al campo solar en el caso que se necesite inyectar HTF frío al colector caliente. A la salida de las calderas se dispone de dos líneas:

20JF_90BR010 hacía el generador de vapor.

20JF_80BR010 hacía el colector caliente.

La primera línea dispone de una válvula motorizada 20JF_90AA080 y de medidas de temperatura, presión y caudal en el SCD. La segunda también cuenta con una válvula motorizada 20JF_80AA082 y la medida de temperatura antes mencionada 20JF_80CT001. En esta línea conecta el by-pass de calderas. También dispone de un ramal 20JF_80BR020 que mediante la válvula motorizada 20JB_80AA081 permite poner en serie las calderas auxiliares con los campos solares.

194

1.7 Suministro de nitrógeno a sistema HTF En el sistema de HTF es necesario el suministro de nitrógeno en los tanques de expansión, en las calderas de HTF y en el tanque de recogida de PSVs. El nitrógeno es suministrado por una unidad paquete que garantiza una presión de nitrógeno en la línea 00QJD10BR010. Por medido de la válvula motorizada 00QJD10AA080 se suministra o no nitrógeno a la planta. Esta válvula abre y cierra automáticamente en función de la presión en los tanques de expansión. El suministro de nitrógeno a los tanques de expansión se realiza por la línea 00QJD30BR010. Se realiza un control de presión por medio de la válvula 00QJD30AA091 para evitar el vacío en los tanques de expansión. La válvula auto regulada 00QJD30AA090 en el by-pass de la válvula de control asegura en caso de fallo el suministro de nitrógeno a los tanques. También se dispone de la línea 00QJD50BR010 para suministrar nitrógeno a las calderas de HTF. En el caso del tanque de recogida de válvulas de seguridad del generador de vapor, el nitrógeno se utiliza para evacuar el HTF hacia el gestor de residuos introduciendo el gas en el interior por medio de una válvula manual. La línea que suministra nitrógeno al tanque es la 00QJD60BR010. 1.8 Futura ampliación de sales El sistema de HTF tiene una serie de elementos disponibles para hacer posible la ampliación del circuito de sales en la planta. Además de sobredimensionar las líneas necesarias para la posible futura ampliación, se han instalado una serie de válvulas para instalar los elementos necesarios.

Campo Solar:

o 20JD_25AA002 Válvula para circulación de aceite por el campo solar.

o 20JB_55AA001 Válvula para circulación de aceite por el campo solar.

Buffer Tank:

o 20JB_50AA003 Válvula espera para el futuro campo solar.

o 20JB_50AA004 Válvula espera De/A sales. Por esta conexión se recibirá aceite caliente para producción de vapor en los equipos del generador de vapor; además se conducirá aceite a sales para almacenamiento de la energía.

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o 20JC_10AA502 Válvula espera para venteos en puntos altos en líneas de la futura ampliación de sales.

Tanques de expansión:

o 20JE_60AA001 Válvula espera de sales. En esta conexión se recibirá el aceite frío que proviene de las sales.

o 20JE_60AA002 Válvula espera para futuro tanque de expansión.

o 20JE_10AA003 Válvula espera vasos comunicantes de los tanques de expansión.

o 20JE_21AA002 Válvula espera para bypass tanques de expansión

20JE_10BB010 y 20JE_20-BB020.

o 20JC_70AA505 Válvula espera para venteos futuro tanque de expansión.

o 20JE_80AA001 Válvula espera para la descarga de la válvula de

seguridad del futuro tanque de expansión.

o 20JC_50AA406 Válvula espera para los drenajes del futuro tanque de expansión.

Sistema de Bombeo:

o 20JD_10AA001 Válvula espera conexión futuro grupo de bombeo de aceite.

o 20JD_25AA001 Válvula espera para bombeo de aceite al sistema de sales.

Calderas de aceite térmico:

o 20JF_30AA001 Válvula espera del futuro bombeo con las calderas de aceite térmico.

o 20JF_70AA001 Válvula espera de las calderas de aceite térmico con el futuro

o campo solar.

o 20JF_30AA080 Válvula de corte para independizar circuitos de aceite térmico.

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o 20JF_70AA080 Válvula de corte para independizar circuitos de aceite térmico.


o 31PGB30AA003 Válvula espera para la refrigeración del futuro bombeo.

o 31PGB30AA004 Válvula espera para la refrigeración del futuro bombeo.


o 2 válvulas de espera para futura ampliación del anillo de PCI al sistema de sales.

En el Capítulo 5 se estudiará la viabilidad económica para la ampliación de un sistema de almacenamiento de energía con un sistema de sales fundidas. 2. Calderas de HTF 2.1 Bases de diseño Las calderas de aceite térmico serán idénticas y tendrán una potencia neta total de 45MWt. (potencia unitaria neta de 15MWt) y un rendimiento térmico mínimo del 90%. Se situarán en el exterior y proporcionarán protección frente al congelamiento del fluido caloportador durante el periodo de tiempo en el que la energía solar no está disponible. Adicionalmente servirán de apoyo a la producción de energía junto con la energía obtenida de la radiación solar. Todos los equipos y sus componentes auxiliares serán diseñados y fabricados para una vida de diseño de 25 años. Las calderas estarán equipadas con un precalentador de aire a la salida de los gases de combustión para incrementar la eficiencia en el modo de operación a alta temperatura. La cámara de combustión de cada caldera será diseñada para:

Obtener la combustión completa del combustible con una cantidad razonable de exceso de aire;

Contener la llama y evitar impactos en las tuberías;

Separación de la zona de radiación de la de convección;

Distribuir el flujo de calor radiante, no siendo superior a 60kW/m2 para evitar degradaciones en el aceite térmico.

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Refrigerar suficientemente los gases de combustión para proteger la sección de convección.

La sección de convección se diseñará para transferir el máximo calor posible de los gases de combustión provenientes de la sección de radiación. Los quemadores podrán ser montados tanto en el fondo como en las paredes de la cámara de combustión. Cada quemador dispondrá de la correspondiente llama piloto. Se instalarán detectores de llama en cada quemador (piloto o principal) para confirmar si los quemadores están encendidos. Si ningún quemador principal o piloto está encendido, la cámara de combustión será purgada con aire para retirar cualquier gas inflamable antes de proceder al encendido de los quemadores. Las calderas irán provistas cada una de una válvula de seguridad para protección frente a sobrepresiones debidas a fallos en el sistema de control, incendio u otros sucesos accidentales. Las calderas estarán equipadas con quemadores de bajo NOx. La carcasa de la cámara de combustión será de chapas de aluminio con aislamiento interno, que puede ser de ladrillo refractario o similar. Con el objetivo de minimizar el tiempo de arranque, es preferible el máximo refractario posible de fibras cerámicas. El aislamiento protegerá la carcasa de la cámara de combustión y deberá reducir las pérdidas de calor por debajo del 2% del calor emitido. Es necesario que las calderas de aceite térmico sean capaces de arrancar lo más rápido posible. El ofertante debe especificar el tiempo mínimo para llevar a plena carga cada caldera. Todos los elementos de la caldera serán accesibles mediante plataformas y/o bocas de hombre / Inspección. La formación de atmósferas explosivas, en las calderas, será prevenida. Se cumplirá con la normativa ATEX EN 60079. 2.2 Modos de operación Cada una de las tres calderas será capaz de operar en dos modos básicos, que son:

Modo 1: Baja Temperatura

Modo 2: Alta Temperatura

Ambos modos de operación tendrán un funcionamiento discontinuo, podrán arrancar o parar varias veces a lo largo del día. 2.2.1 Modo 1 Operación a Baja Temperatura

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Este modo de operación asegurará la protección frente a congelación del aceite, que se mantendrá en circulación de forma permanente. En el modo de protección contra el congelamiento sólo serán necesarios 10MWt. En este modo de operación, la temperatura de entrada del fluido caloportador será de 65ºC; y la temperatura de salida de 105ºC. Una de las 3 calderas se pondrá en servicio una vez que la temperatura del fluido caiga por debajo de la temperatura de alarma establecida, empleándose la bomba de fluido térmico de la caldera (a suministrar por otros) para hacer circular el fluido a lo largo del sistema. El flujo de fluido caloportador oscilará entre 66 y 145 kg/s. Si el caudal máximo que puede circular por una caldera fuera inferior a 145 kg/s, el sistema procederá como sigue:

Se by-passeará el caudal diferencial entre 145 kg/s y el nominal de la caldera (66 kg/s).

La caldera en servicio aportará la potencia necesaria para que la mezcla resultante entre el aceite by-passeado y el que sale de la caldera sea igual a 105ºC.

El control de esta temperatura lo realizará una sonda situada en el colector general de salida de las calderas. Esta sonda actuará sobre el programa de mando de las calderas.

El control será por cuenta del suministrador de las calderas. La sonda a instalar en el colector de salida queda excluida del suministro. 2.2.2 Modo 2 Operación a Alta Temperatura Durante los periodos de irradiación solar baja, la Caldera se usará para elevar la producción de energía eléctrica, y operará en el Modo de Alta Temperatura. En este modo de operación, la temperatura de entrada del fluido será de 302ºC; y la de salida de 393ºC. El flujo de fluido caloportador oscilará entre el mínimo técnico de caldera (a proporcionar por el suministrador) y el nominal de caldera (66 kg/s). La potencia que aportará la caldera será directamente proporcional al caudal másico circulante con el límite inferior indicado. 2.3 Descripción del sistema El sistema de calentamiento auxiliar está compuesto principalmente de los elementos de intercambio de calor y sus elementos secundarios. Los elementos de intercambio de calor son el cuerpo de serpentines o caldera principal, batería de tubos o precalentador de HTF y economizador o precalentador de aire de combustión. La caldera de serpentines está formada por cuatro serpentines,

199


que se desarrollan en bloque. Este bloque forma dos cuerpos concéntricos, uno dentro del otro. Al de menor diámetro se le denomina serpentín interior y al de mayor diámetro serpentín exterior. El conjunto está dentro de un recipiente formado por la base donde se acopla el quemador de combustión. Se elige este lugar por ser donde mejor y más homogénea es la llama. Además cuenta con una tapa superior construida al igual que la base por una estructura metálica. Tanto la base como la tapa están cubiertas por una capa de fibra cerámica (block), capaz de soportar las altas temperaturas que se van a dar en el interior y a la vez actuar de aislante para reducir las pérdidas de calor con el exterior, En la tapa se sitúa el cierre mecánico que impide que los gases procedentes del hogar pasen al tercer paso de humos. La tapa y la base se unen por una virola de chapa de acero altamente resistente al calor. El conjunto constituye el recipiente de contención de los serpentines. Esta virola está exteriormente aislada por una capa de lana de roca mineral aislante, para evitar las pérdidas de calor con el exterior, y protegida mediante chapa de aluminio o chapa galvanizada perfilada, para mayor resistencia a las inclemencias atmosféricas e impactos. Cada serpentín está construido con tubo normalizado según norma DIN europea. Los materiales se eligen según el código de cálculo del cuerpo a presión, AD-Merkblatte-2000. La cantidad y sección se determinan en función del caudal, de tal modo que la velocidad máxima no supere los 3 m/s de valor medio. Los serpentines se construyen con estos tubos dispuestos en paralelo y arrollados uno junto al otro para formar un cilindro o tubo de paredes húmedas por donde circula el fluido. Los pasos de gases se establecen como sigue; el interior del serpentín interior forma el hogar donde se genera la llama de combustión, los gases resultantes del proceso de combustión una vez circula por este primer paso pasan al segundo formado por la generatriz exterior del serpentín interior y la generatriz interior del serpentín exterior, para pasar al final de éste al tercer paso formado por la generatriz exterior del serpentín exterior y el interior de la virola de cierre, llegando al final por donde salen al exterior de este módulo para pasar al recuperador humos/ aceite en baja temperatura. La batería de aceite en baja temperatura está formada por una matriz de tubos de “n x m” con longitud “l” por cuyo interior circula el aceite y mientras que por el exterior circulan los gases. Para una mayor eficiencia, estos tubos están aleteados mediante fleje metálico en anillos anulares distanciados 8 mm entre ellos, esta batería está dentro de un túnel de paso de gases aislado exteriormente con placa de lana de roca mineral para evitar pérdidas con el exterior y cerrado con chapa de protección. El economizador es de tubo liso, el tubo está galvanizado para quedar protegido de los posibles efectos de la condensación de gases. Por el interior circulan los gases y por el exterior el aire en flujo cruzado. Finalmente los gases son evacuados a través de la chimenea y el HTF conducido a los consumos de calor de la planta.

Tabla 5.2. Datos de diseño Calderas HTF

2.4 Control del sistema. Se dispondrá de una señal de disponibilidad caldera nº1, nº2 y nº3, es decir, se comprobará que cumple toda la cadena de seguridades para poder comenzar el proceso, asimismo también se comprueba el caudal mínimo (bombas de HTF ya en funcionamiento). Acto seguido, se da Permiso Arranque Calderas a la caldera en cuestión. Es ahora cuando seda la consiguiente orden de Marcha caldera nº1, nº2 y nº3 correspondiente. Seguidamente, se comprueba una vez más el caudal HTF suficiente para arrancar con los cuantómetros correspondientes. Si hay suficiente caudal, se recibe una señal de confirmación de Caldera nº1, nº2 y nº3 en marcha. Se asigna el Set Point de temperatura de salida de aceite a través de la señal cableada Consigna temperatura salida aceite, para las tres calderas de HTF. Ajustando el Caudal entrada caldera nº1, nº2 y nº3 mediante las válvulas de control y ajustando el escalón de potencia con el quemador, en 20 escalones, según demanda de temperatura. En la Tabla 5.3. se muestra la relación escalón-potencia:

Tabla 5.3. Escalones de operación Calderas HTF

La caldera genera el máximo calor posible hasta alcanzar el Set Point de temperatura de trabajo de aceite y lo mantiene modulando entre 1 y 20 escalones a partir de un mínimo de 3,3 MW netos. Por encima de este consumo, el quemador se para por exceso de temperatura de salida de aceite HFT de la caldera y no se reinicia hasta que la temperatura de salida de aceite HFT no baje de 5ºC de la temperatura de Set Point. Si el caudal de aceite es mayor de 293 m3/h el quemador ofrecerá el 100% de su potencia (300ºC). Si el caudal es menor, la potencia se restringirá de forma proporcional. El caudal mínimo de aceite será de 90m3/h. Los presostatos de seguridad de aceite que se encuentran en la línea de entrada aceite a cada una de las calderas nº1, nº2 y nº3, protegen la caldera de sobrepresiones que se puedan producir durante su funcionamiento. El quemador se para cuándo sobrepasa el Set Point de Seguridad presión máxima de aceite. El ventilador de combustión de las calderas nº1, nº2 y nº3, se encarga de aportar la cantidad de aire necesario al quemador para que haya una buena combustión. Las válvulas de 3 vías de gases de las calderas nº1, nº2 y nº3 accionadas por los servomotores, son las encargadas de enviar el aire de combustión a través del economizador al quemador o bypasearlo directamente al quemador. Cuando la temperatura de los gases en la chimenea está por encima de 150ºC (antifreezing), la válvula de 3 vías dirigirá el aire de combustión directamente al quemador y así evitaremos que se produzca una condensación de agua en el interior del economizador y chimenea. Los presostatos de seguridad para las calderas nº1, nº2 y nº3, se encuentran en el conducto de aire de combustión al quemador y aseguran que haya una presión mínima de aire de combustión en la entrada del quemador.

202

Las sondas de temperatura de aceite, hacen una lectura de la temperatura que se tienen en la salida de aceite de la caldera para las calderas nº1, nº2 y nº3. Estas sondas también se conocen como sondas temperatura de trabajo aceite. Dependiendo del valor de consigna que tengamos seleccionado en el regulador temperatura de trabajo aceite hará que se ponga en funcionamiento o pare el quemador de gas. Las sondas de temperatura de aceite situadas en cada uno de los serpentines de la salida de la caldera actúan como sondas de seguridad temperatura máxima de aceite en los serpentines y a su vez monitorizan la diferencia de temperatura entre serpentines y paran el quemador en caso de ser necesario. Para la caldera nº1: serpentín nº1, serpentín nº2, serpentín nº3 serpentín nº4. Para la caldera nº2: serpentín nº1, serpentín nº2, serpentín nº3, serpentín nº4. Para la caldera nº3: serpentín nº1, serpentín nº2, serpentín nº3, serpentín nº4. Cuatro sondas de temperatura SKIN POINT colocadas en el interior de la caldera monitorizan la temperatura que hay en el exterior de las paredes del serpentín y dan una alarma. Esta medida se usa para controlar la temperatura de película del aceite HFT para las calderas nº1, nº2 y nº3. 2.5 Protección y seguridad Para poder arrancar los quemadores, caldera nº1, caldera nº2, caldera nº3, es necesario que se cumplan una serie de condiciones particulares de seguridades de las calderas y de los quemadores. A continuación se describen todas las seguridades que se deben de cumplir para que se active la señal de disponibilidad del sistema control calderas. 2.5.1 Seguridad por temperatura de aceite En la salida de aceite de cada uno de los cuatro serpentines de la caldera tenemos una sonda de temperatura tipo PT-100 que toma la temperatura de cada uno de los serpentines, para la caldera nº1, para la caldera nº2, para la caldera nº3. Estas sondas actúan como elementos de seguridad por temperatura máxima de aceite. En el caso de que la temperatura del aceite alcanzase el valor de alarma, automáticamente pararía el quemador y accionaría la alarma de avisos nivel 1 e indicaría la anomalía. 2.5.2 Seguridad temperatura diferencial de aceite Las sondas que tenemos colocadas en los serpentines también toman la temperatura a la salida de cada serpentín.

203


La temperatura diferencial compara cada temperatura con cada una de las otras tres, si el diferencial entre cada una de ellas es superior al diferencial establecido en el sistema dará una alarma. En el caso de que la temperatura diferencial del aceite alcanzase a la temperatura prefijada, automáticamente pararía el quemador y accionaría la alarma de avisos nivel 1 e indicará la anomalía. 2.5.3 Seguridad presión máxima de aceite En la tubería de entrada de aceite a la batería se encuentra dos presostatos digitales de seguridad de aceite y un transmisor de presión analógico. Controlan que la presión en la caldera no exceda del valor de alarma prefijado en los mismos presostatos digitales. En el caso de que la presión del aceite alcanzase a la presión prefijada en los presostatos, automáticamente pararía el quemador y accionaría la alarma de avisos nivel 1 e indicará la anomalía. 2.5.4 Seguridad caudal mínimo de aceite Los medidores de caudal de aceite evalúan el caudal de paso que hay en la entrada de cada una de las calderas. Ese caudal es verificado por el medidor de caudal redundante y a continuación da la orden de marcha. En el caso de que la circulación del aceite esté por debajo del caudal mínimo que tenemos prefijado en el regulador de circulación de la pantalla, automáticamente pararía el quemador y accionaría la alarma de avisos nivel 1 e indicará la anomalía. El caudal mínimo será 90m3/h del caudal nominal. 2.5.5 Seguridad temperatura de película En el interior de la caldera se encuentran cuatro sondas de temperatura tipo PT-100, dos en la parte y dos en la parte baja para control interno de temperatura de la caldera. En el caso de que la temperatura alcance la temperatura prefijada en los termostatos de seguridad de los skinpoint automáticamente pararía el quemador y accionaría la alarma de avisos nivel 1 e indicará la anomalía. 2.5.6 Seguridad temperatura gases exterior En la salida de gases de chimenea al exterior se encuentra una sonda de temperatura tipo PT-100 que toma la temperatura de gases exterior, para la caldera nº1, para la caldera nº2, para la caldera nº3. El valor de alarma de esta temperatura está prefijado.

204

En el caso de que la temperatura de los gases alcance la temperatura prefijada en el termostato, automáticamente pararía el quemador y accionaría la alarma de avisos nivel 1 e indicará la anomalía. 2.5.7 Seguridades temperatura motor ventilador de combustión del quemador En el interior del motor de combustión se encuentran 8 sondas de temperatura PT-100, para la caldera nº1, para la caldera nº2, para la caldera nº3. Seis sondas toman la temperatura en cada uno de los bobinados, y dos más, en los rodamientos del motor. Actúan como elementos de seguridad por temperatura máxima. En el caso de que la temperatura del bobinado o rodamiento del motor alcance el valor que esta prefijado, accionaría una alarma de avisos nivel 2 e indicará la anomalía. 2.5.8 Presión mínima de gas Un presostato colocado en la línea de gas, detecta si la presión del gas está baja, para la caldera nº1 para la caldera nº2, para la caldera nº3 .En el caso de que baje la presión del gas, el presostato mandará una señal de alarma a la cadena de seguridades del quemador y lo apagará (bloqueando el quemador) y accionará la alarma de avisos nivel 1 e indicará la anomalía. Para volver a arrancar el quemador se tendrá que pulsar el rearme de seguridades. 2.5.9 Presión máxima de gas Un presostato colocado en la línea de gas, detecta si hay una subida de presión. En el caso de una sobrepresión de gas en la línea, éste presostato mandará una señal de alarma a la cadena de seguridades del quemador y lo bloqueará, accionando la alarma de avisos nivel e indicará la anomalía. Para volver a arrancar el quemador se tendrá que pulsar el rearme de seguridades. 2.5.10 Presostato control estanqueidad El presostato controla la estanqueidad de gas de las electroválvulas del quemador, para caldera nº1, para la caldera nº2, para la caldera nº3. En el caso de un fallo de estanqueidad de gas, éste presostato mandará una señal de alarma a la cadena de seguridades del quemador y lo apagará (bloqueando el quemador) y accionaría la alarma de avisos nivel 1 e indicará la anomalía. Para volver a arrancar el quemador se tendrá que pulsar el mismo rearme de seguridades. 2.5.11 Presostato de mínima presión de aire de combustión El presostato detecta la falta de presión de aire en el quemador, para la caldera nº1, para la caldera nº2, para la caldera nº3.

205


En el caso de que no detecte aire de combustión, éste presostato mandará una señal de alarma a la cadena de seguridades del quemador y lo apagará (bloqueando el quemador) y accionaría la alarma de avisos nivel 1 e indicará la anomalía. Para volver a arrancar el quemador se tendrá que pulsar el rearme de seguridades. 2.5.12 Fallo fotocélula llama Las fotocélulas controlan la llama del quemador cuando está en funcionamiento, para la caldera nº1, para la caldera nº2, para la caldera nº3. En el caso de que no detecte llama cuando el quemador está funcionando, automáticamente mandará una señal de alarma a la cadena de seguridades del quemador y lo apagará (bloqueando el quemador) y accionaría la alarma de avisos nivel 1 e indicará la anomalía. Para volver a arrancar el quemador se tendrá que pulsar el rearme de seguridades. 2.5.13 Fallo transmisión de O2 Las sondas de O2 corrige las proporciones de oxigeno que tenemos en la combustión del quemador, para la caldera nº1, para la caldera nº2, para la caldera nº3. El programador del quemador, actúa directamente sobre el servomotor que hay en la entrada gases de combustión del quemador para darle más o menos oxígeno a la llama. En el caso de que no se pueda corregir las proporciones de oxigeno o bien porque esta estropeada la sonda de O2 o porque el servomotor que hay en la entrada de gases al quemador esté averiado, el programador provocará una alarma a la cadena de seguridades del quemador pero no lo apagará (no bloquea quemador) y accionará la alarma de avisos nivel 1 e indicará la anomalía. 2.6 Operación Cuando se reúnan todas las condiciones de seguridad citadas anteriormente y se compruebe el caudal mínimo, con las bombas de HTF ya funcionando, se enviará una señal al DCS que indica que la caldera está en condiciones de arrancar, a través de la señal digital cableada de Disponibilidad caldera nº1, nº2 y nº3. A continuación, tendremos que recibir del DCS una señal digital de Permiso de arranque calderas. Se comprueba de nuevo el caudal de entrada. Cuando reciba la señal de Marcha caldera nº1, nº2 y nº3, el quemador procederá al arranque. Se genera el estado de que el sistema está en funcionamiento a través de una señal digital cableada de Caldera nº1, nº2 y nº3 en marcha, éste valor se pondrá a cero, cuando la caldera este parada y se mantendrá a 1 también en el caso de Stand-by. El estado de Caldera en marcha, desaparece cuando recibamos un “0” desde DCS, a través, de la señal digital cableada Marcha caldera nº1, nº2 y nº3, o bien cuando se produce una alarma que detenga el proceso de calentamiento de la caldera,

206

produciendo la activación de la señal digital cableada de Disparo caldera nº1, nº2 y nº3. Dependiendo del valor de la temperatura de salida HTF, se define el estado de “Stand-by” como el punto de temperatura que está por encima del valor que tenemos seleccionado en el regulador de temperatura HTF en la pantalla de consignas de la pantalla local. La caldera está proporcionando la temperatura necesaria y el quemador está a la espera de volver a arrancar. Este estado desaparecerá cuando la temperatura de salida HTF esté por debajo de la temperatura que tenemos en el regulador. Para saber que el quemador está en posición de Stand-by, una señalización que se encuentra en la pantalla del quemador con la descripción Stand-by, cambiará de color rojo a color verde. La temperatura del aceite se regula a través de un PID que controla la potencia del quemador ajustando esta sin picos. Cada una de las tres calderas dispone de un quemador que se pondrá en funcionamiento cuando lo demande el sistema de control. Estos quemadores están controlados por unos programadores que se encuentran en los armarios de los quemadores y su función principal es controlar la válvulas de combustible de gas, el control de los servomotores de gas y aire, el control de la llama y los procesos de arranque (barrido, encendido, chequeo etc.). El quemador siempre arranca con una potencia de encendido de un 5% durante 10 segundos luego pasa a la potencia mínima de trabajo de 20% y se mantiene según la demanda del PID. La velocidad del ventilador se regula con un mínimo de 23Hz a un máximo de 50Hz. El quemador envía las señales de quemador encendido, potencia, y bloqueo más las señales de intercambio del PID. En el programador local se indican todas las anomalías y alarmas del quemador. El quemador cuando tiene alguna anomalía o alarma se apagará (bloqueando el quemador) siendo necesario rearmarlo desde la pantalla táctil de armario de las calderas. En el armario de las calderas se controlan los siguientes parámetros; Seguridades, caudal de aceite, lazos de control de temperatura aceite HTF y potencia de quemador. Los tiempos de arranque en diferentes modos siempre son los mismos que son el tiempo de encendido del quemador aproximadamente 4-6 minutos. El quemador estará al mínimo si forzamos su posición manualmente o cuando alcanza el valor que tenemos seleccionado en el regulador de temperatura de aceite HTF. El quemador tarda en llegar al 100% de su potencia cuando esta encendido aproximadamente 1 minuto.

207


El arranque en frio y el arranque normal son iguales porque solo ponemos en marcha el quemador. La parada normal y la parada prolongada son iguales porque sólo paramos el quemador. Una vez parado el quemador, se dejará de enviar al DCS la señal de Caldera nº1, nº2 y nº3 en marcha para las calderas 1, 2 y 3 respectivamente, a partir de ese momento el DCS deberá mantener las bombas en marcha durante, al menos, 4 minutos a fin de no sobrecalentar el sistema de calentamiento de HTF. Cuando se produce una parada de emergencia obligatoriamente hay que rearmar localmente la incidencia. Estos son los procedimientos de arranque del Quemador respectivamente, para proceder a su encendido:

1º Se pondrá en funcionamiento el Motor del Ventilador de Combustión de la

caldera a su máxima velocidad para hacer un barrido de los gases que se

encuentran en el interior de la cámara de combustión, este barrido también lo

hará el quemador automáticamente en la parada. El servomotor que hay en la

entrada gases quemador se abrirá al 100%.

El precalentador solo se bypasea cuando la temperatura de salida de gases al exterior es menor de 150ºC.

2º El programador hace un chequeo de la estanqueidad de las electroválvulas

de gas. Comprueba que las electroválvulas de gas del quemador no tienen

fugas internas con el presostato de estanqueidad.

3º Una vez finalizado el barrido y comprobado el chequeo de gas en la línea, el

programador mandará al servomotor del quemador que cierre hasta la posición

de encendido de dicho servomotor y bajará la velocidad del variador de

combustión.

4º Entra en funcionamiento el transformador para crear el arco de encendido.

El transformador aumenta el voltaje a 5000 V y con un electrodo crea un arco

con la parte metálica del quemador en la zona de encendido.

5º Actúa la electroválvula de la llama piloto, la llama piloto sirve para efectuar

el encendido suave del quemador y asegurar que este, entra en

208

funcionamiento hasta que la electroválvula principal se activa y transcurridos

unos segundos se desconecta.

6º La fotocélula detecta la llama piloto y da paso a las electroválvulas

principales de gas, anteriormente descritas.

7º Los servomotores de regulación de gas y regulación de aire de combustión

se posicionan según la demanda de potencia y de oxigeno requerido.

8º El transformador de encendido y la electroválvula de llama piloto se

desconectan.

En el momento que el quemador esté en la posición “MARCHA”, se inicia un contador de 120 minutos de tiempo de seguridad de vigilancia de la caldera. Cuando falten 5 minutos para que concluya el contador, se producirá un aviso de SEGURIDAD VIGILANCIA 2 HORAS y sonará la alarma. El operario tendrá 5 minutos para rearmar dicha seguridad pulsando en el rearme de seguridades. Si durante esos cinco minutos, no se ha rearmado la seguridad de vigilancia, automáticamente se detendrá el quemador. Si se produce un fallo en alguna de las seguridades de alarma de aviso de nivel 1, automáticamente parará el quemador y será necesario que el operador pulse sobre el rearme de seguridades para volver a tener las condiciones de marcha del quemador. 3. La planta de GNL 3.1 Diseño La instalación de la Planta Satélite de GNL se justifica por la necesidad de aprovisionar con gas natural un grupo de 3 calderas con las que se precalentará el fluido térmico (HTF) de la Central. Asimismo, se consumirá gas natural en una caldera para producción de vapor de sellos. Existirá un consumo máximo que corresponderá con la operación simultánea de las 3 calderas de HTF, junto con la caldera de vapor de sellos. Por otra parte, el consumo mínimo corresponderá con la operación de la caldera de vapor de sellos únicamente. Se considerará para el diseño el caso de funcionamiento simultáneo de las 3 calderas de HTF y la caldera de vapor de sellos, y el caso de funcionamiento único de la caldera de vapor de sellos, ambos con paradas diarias, por lo que se deben considerar periodos diarios en que no exista consumo de gas natural. A pesar de existir periodos en que no existirá consumo, el suministro y la disponibilidad de gas natural se considerará crítico. El sistema será diseñado para cumplir con los siguientes requerimientos:

209


Se debe disponer de la instalación adecuada para la descarga de GNL desde

cisternas, mediante diferencia de presiones.

Se debe disponer de sistema de almacenamiento de GNL mediante tanques de

almacenamiento criogénicos.

Se debe poder vaporizar el GNL mediante un sistema de regasificación atmosférico. El sistema será redundante y se podrá alternar automáticamente la línea principal y la de reserva en caso de disminución de la eficiencia de los regasificadores.

Se debe poder obtener el gas natural a la temperatura requerida en la salida,

mediante el uso de un recalentador y sistema de interrupción por mínima

temperatura.

Se debe odorizar el gas natural para poder detectar posibles fugas mediante el

olfato.

Se debe poder regular la presión del gas natural de modo que en el punto de

suministro sea de 3barg.

Se debe poder obtener medida de caudal de gas natural en el punto de

suministro.

El funcionamiento de la Planta debe ser autónomo.

Todos los equipos y sus componentes auxiliares serán diseñados y fabricados para una vida de 25 años y 20.000 ciclos. 3.2 Requisitos de Operación Los parámetros para el dimensionamiento de la Planta Satélite de GNL serán:

Capacidad de almacenamiento (GNL): 250 m3

Caudal de operación máximo (Gas Natural): 5500 Nm3/h

Caudal de operación mínimo (Gas Natural): 55 Nm3/h

Presión media de salida (Gas Natural): 3 barg

Temperatura media de salida (Gas Natural): 20 ºC

Se consideran condiciones normales 1 bar y 0ºC.

210

4. Estrategia de consumo 4.1 Datos de partida Como marco al presente estudio se han establecido cuatro escenarios tipo. Se estudiarán los valores de producción para cada uno de estos escenarios. Dependen principalmente de los niveles de radiación solar incidente y de las horas de sol que se establecen en los años tipo. Estos escenarios son:

Invierno.

Primavera.

Verano.

Otoño.

Se han considerado como datos de partida los valores de radiación solar directa en cada uno de los emplazamientos. Para cada uno de los escenarios se han tomado valores de 7h a 20h. Se mostrarán los datos utilizados para el emplazamiento de Villena.

Tabla 5.4. Radiación solar incidente

Con los datos de radiación solar directa y la superficie efectiva de espejos en ambas plantas conocida se conoce la capacidad de ambos campos solares de captación de radiación. A este valor hay que aplicar un coeficiente de reducción debido a la eficiencia de los espejos reflectores y de los tubos absorbedores. En conjunto este factor se considera de 0.3.

Figura 5.1 Parámetros ópticos de un CCP.

Figura 5.2 Pérdidas en un tubo absorbedor.

Con estos datos se obtienen los valores de energía en forma de calor transmitida por el campo solar al bloque de potencia.

Tabla 5.5. Energía térmica aportada por el campo solar

Esta energía térmica aportada del campo solar tiene un máximo que es el equivalente a un nivel de carga de 100% de la turbina. En caso de sobrepasarlo se estará malgastando energía térmica (“dumping”) y se llevará a condiciones críticas al sistema agua-vapor. El “dumping” se debe principalmente al sobredimensionamiento del campo solar. Este sobredimensionamiento produce que en determinadas horas del día especialmente en las horas centrales del día el campo solar entregue más energía de la que la turbina es capaz de absorber. Para mantener la estabilidad del ciclo agua-vapor se deben desenfocar lazos del campo solar para bajar el nivel de energía absorbida.

Tabla 5.6. Máxima energía entregada por el campo solar

Hora Invierno Primavera Verano Otoño

7h 0,00 0,00 25.553,99 0,00

8h 0,00 0,00 38.330,98 0,00

9h 4.932,67 37.609,56 51.107,97 11.142,45

10h 24.663,34 62.682,60 102.215,95 18.570,76

11h 59.192,02 150.438,25 153.323,92 44.569,82

12h 133.182,04 213.120,86 166.100,91 63.140,57

13h 123.316,70 263.266,94 178.877,90 77.997,18

14h 83.855,36 188.047,81 127.769,93 55.712,27

15h 34.528,68 125.365,21 127.769,93 37.141,51

16h 24.663,34 100.292,17 102.215,95 29.713,21

17h 4.932,67 62.682,60 76.661,96 18.570,76

18h 0,00 25.073,04 63.884,97 7.428,30

19h 0,00 25.073,04 51.107,97 7.428,30

20h 0,00 0,00 12.776,99 0,00

TOTAL 493.266,82 1.253.652,10 1.277.699,32 371.415,13

Thermal Energy Delivery to ST without NG (kWh/day)

213


A continuación conociendo la eficiencia del grupo turbina generador expresadas en la tabla XX. y en función de los escalones de carga se obtienen los niveles de energía vertida a red.

Tabla 5.7. Energía neta vertida a red

Figura 5.8 Nivel de carga del generador

4.2 Estudio del consumo del gas natural En este punto se han analizado diferentes configuraciones añadiendo la potencia de las calderas del GN en la energía que entregaba el campo solar. Se realizaron las distintas configuraciones atendiendo a:


7h 0,00 0,00 5.500,00 0,00

8h 0,00 0,00 5.500,00 0,00

9h 0,00 5.500,00 13.750,00 0,00

10h 5.500,00 13.750,00 27.500,00 0,00

11h 13.750,00 55.000,00 55.000,00 13.750,00

12h 41.250,00 55.000,00 55.000,00 13.750,00

13h 41.250,00 55.000,00 55.000,00 27.500,00

14h 27.500,00 55.000,00 41.250,00 13.750,00

15h 5.500,00 41.250,00 41.250,00 5.500,00

16h 5.500,00 27.500,00 27.500,00 5.500,00

17h 0,00 13.750,00 27.500,00 0,00

18h 0,00 5.500,00 13.750,00 0,00

19h 0,00 5.500,00 13.750,00 0,00

20h 0,00 0,00 0,00 0,00

TOTAL 140.250,00 332.750,00 382.250,00 79.750,00

Gross Electric Output (kWh/day)


7h 0,00% 0,00% 10,00% 0,00%

8h 0,00% 0,00% 10,00% 0,00%

9h 0,00% 10,00% 25,00% 0,00%

10h 10,00% 25,00% 50,00% 0,00%

11h 25,00% 100,00% 100,00% 25,00%

12h 75,00% 100,00% 100,00% 25,00%

13h 75,00% 100,00% 100,00% 50,00%

14h 50,00% 100,00% 75,00% 25,00%

15h 10,00% 75,00% 75,00% 10,00%

16h 10,00% 50,00% 50,00% 10,00%

17h 0,00% 25,00% 50,00% 0,00%

18h 0,00% 10,00% 25,00% 0,00%

19h 0,00% 10,00% 25,00% 0,00%

20h 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%

Nivel de carga

214

No sobrepasar el máximo permitido al año.

Según los niveles de carga de las calderas.

El nivel de energía eléctrica producida por medio del Gas Natural no puede sobrepasar el 15% de la energía total anual bruta. La energía vertida a red del modelo utilizado es de 84.150.000,00kWh/año. La cantidad de energía producida mediante el combustible auxiliar Gas Natural es del 15% del total producido. Siendo 14.850.000,00kWh/año lo disponible de energía de Gas Natural. Se ha obtenido la siguiente curva que relaciona la eficiencia de la turbina y el nivel de carga de la turbina.

Figura 5.3 Curva eficiencia/carga de la turbina

Se ha considerado la siguiente configuración donde se diferencia en tres etapas la operación de la turbina.

Arranque de la planta.

Operación continuada de la planta.

Descenso de carga para preparar la parada.

25,00%

27,00%

29,00%

31,00%

33,00%

35,00%

37,00%

39,00%

41,00%

0,00 20,00 40,00 60,00 80,00 100,00 120,00

Efic

ien

cia

turb

ina

Nivel de carga turbina

Tabla 5.9 Configuraciones operación de la turbina.

Se han estudiado las siguientes estrategias de GN:

Calderas a 100% de carga.

Consumo en el arranque.

Consumo en la parada.

Consumo en operación.

4.2.1 Estrategia A: Calderas a 100% de carga Para esta estrategia se ha considerado que sólo se utilizarán las calderas a la máxima carga. El máximo de carga de las tres calderas genera una energía de 45MWt al bloque de potencia. Se ha calculado el máximo de energía que la turbina es capaz de absorber y se ha restado a esa cantidad los 45MWt para obtener los escenarios en los que las calderas funcionan a 100% de carga sin llegar a producir un exceso que produzca “dumping”. La energía producida por el GN en estos escenarios no puede superar el máximo del 15% del total. Se ha reducido el número de escenarios que cumplen la condición de posibilidad de 100% de carga de calderas hasta conseguir un 15% de energía producida por el GN. Según la Figura 5.3. Curva eficiencia/nivel de carga de la turbina, se ha priorizado en usar las calderas en los puntos donde la pendiente es más pronunciada ya que es en estos donde el uso del gas será más provechoso. El nivel de carga de las calderas será:

Tabla 5.10 Nivel de carga de calderas Estrategia A

Se observa que en los meses de invierno y otoño que se utilizarán las calderas entre las 9h y las 10h para después utilizarlas de 15h a 17h justo antes del inicio de la parada mientras que en otoño se incluyen las horas de inicio de parada. Durante el verano y la primavera se utilizará el gas en con las primeras horas de luz y en la prolongación de la parada. Se obtiene que sobre el total disponible de gas los porcentajes de consumo según la estación quedan como siguen:

Tabla 5.11 Consumos Estrategia A

Se seguirá como estrategia no poder superar estos valores de consumo durante las respectivas estaciones reservándose el uso del gas para los períodos en los que sólo se puedan utilizar las calderas al 100% de carga. Siguiendo esta estrategia la energía térmica aportada por las calderas es de 72.900MWh/año. La energía eléctrica bruta producida por el campo solar y la hibridación con el gas natural es de 131.089MWh/año. 4.2.2 Estrategia B: Ayuda en el arranque y prolongación de la parada Para esta estrategia se ha considerado que sólo se consumirá gas en las primeras y últimas horas del día para ayudar en el arranque y en la prolongación de la parada de la planta.

217


El nivel de carga de las calderas para este escenario se ha considerado de 100%. La energía producida por el GN en estos escenarios no puede superar el máximo del 15% del total. Se ha reducido el número de escenarios en modo de arranque o parada hasta conseguir un 15% de energía producida por el GN. Según la Figura 5.3. Curva eficiencia/nivel de carga de la turbina, se ha priorizado en usar las calderas en los puntos donde la pendiente es más pronunciada ya que es en estos donde el uso del gas será más provechoso.

Tabla 5.12 Nivel de carga de calderas Estrategia B

Se observa cómo siguiendo esta estrategia no se consume gas en verano siendo la mayoría del consumo en los meses de invierno. Se obtiene que sobre el total disponible de gas los porcentajes de consumo según la estación quedan como siguen:

Tabla 5.13 Consumos Estrategia B

Se seguirá como estrategia no poder superar estos valores de consumo durante las respectivas estaciones reservando el uso del gas para utilizarlo en las horas de arranque y en las de parada. Siguiendo esta estrategia la energía térmica aportada por las calderas es de 60.750MWh/año. La energía eléctrica bruta producida por el campo solar y la hibridación con el gas natural es de 121.648MWh/año.

218

4.2.3 Estrategia C: Maximización en producción Para esta estrategia se ha considerado que se consumirá gas en las horas centrales del día. En las horas centrales en las que no se produce “dumping” se han añadido calderas hasta llegar al máximo posible.

Tabla 5.14 Nivel de carga de calderas Estrategia C

El consumo sólo en horas centrales del día no consume el 15% disponible por lo que se incluyen los valores de la Figura 5.3 Curva eficiencia/nivel de carga de la turbina, correspondientes con los de pendiente más pronunciada que se consideran de modo arranque o parada para alcanzar el 15% máximo permitido. Estos valores como se pueden observar son los de las horas de arranque en los meses de verano y a las 9h durante la primavera. En las horas centrales durante los meses de primavera y verano en los que no hay consumo de gas se debe al “dumping”. Las horas en las que el nivel de carga es menor del 100% es debido a que se consume gas hasta alcanzar un nivel de carga de la turbina de 100%. Se obtiene que sobre el total disponible de gas los porcentajes de consumo según la estación quedan como siguen:

Tabla 5.15 Consumos Estrategia C

Se seguirá como estrategia no poder superar estos valores de consumo durante las respectivas estaciones y reservando el uso del gas a las horas centrales del día para maximizar la producción.

220

Siguiendo esta estrategia la energía térmica aportada por las calderas es de 103.599MWh/año. La energía eléctrica bruta producida por el campo solar y el gas natural es de 150.364MWh/año 4.2.4 Conclusiones estudio de gas natural Los valores de energía aportada por las calderas en cada una de las tres estrategias se recogen en la Tabla 5.16. Energía aportada por calderas.

Tabla 5.16 Energía térmica aportada por calderas

La estrategia C es la que presenta mayor consumo de gas natural. Se alcanza el máximo del 15% de aporte de energía por medio de la combustión de gas natural con una energía aportada de 103.599MWh/año.

Tabla 5.17 Energía eléctrica bruta CS+GN

Con ello se deduce que el mayor nivel de energía eléctrica bruta es siguiendo la Estrategia C. Se observa en la tabla de nivel de carga de la Estrategia C que en el mes de invierno se enciende caldera a las 11h para después volver a apagarla y reencenderla a las 13h. A nivel de operación de las calderas esto no es aconsejable ya que las calderas tienen un tiempo de arranque y una inercia térmica. Mientras que en la Estrategia A se obtiene un nivel continuado de carga a lo largo de las horas del día. Es por ello que la estrategia más aconsejable es la resultante intermedia entre la Estrategia A y la Estrategia C. Se tratará de obtener una producción maximizada a través del consumo del gas que sea acorde con la operabilidad de las calderas.

Capítulo 6. Conclusiones Fruto de la importancia que tiene la correcta explotación de una planta de producción de energía eléctrica se ha decidido estudiar diversas alternativas para optimizar el resultado económico de una planta termosolar con tecnología colector cilindro parabólico. En este proyecto se han abordado cuatro vías de optimizar este resultado. Se ha estudiado una planta termosolar tipo, en la que se han considerado los aspectos comunes a estas plantas. Las plantas de Soluz-Guzmán y Enerstar Villena propiedad del grupo FCC se encuentran en fase de construcción avanzada. Ambas plantas se encuentran clasificadas por el Real Decreto 661/2007 del 25 de mayo por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial y constarán con una potencia neta instalada de 50MW cada una. 1. Autoconsumos Con respecto a la optimización de los equipos del bloque de potencia se opta por el uso de un grupo turbina-generador de 55MW, dado que a pesar de ser más costoso se alimenta a los consumos propios de generación de la planta estimados de un 9,77% y a los altos niveles de eficiencia que presenta. En cuanto a los motores de las bombas de agua de alimentación, bombas de HTF, bomba auxiliar de HTF, motores de torres de refrigeración se ha optado por aquellos que presenten un menor valor de pérdidas traducido en un mayor rendimiento. En el caso del transformador auxiliar se ha optado por un equipo robusto en el que se barajaron dos ofertas. Una más barata respecto a la otra pero con mayor número de pérdidas. Se realizó un estudio de capitalización de pérdidas en el que se contemplaban los años de vida útil de la planta. Se llegó al resultado de que a pesar de ser un equipo más caro el que garantizaba menor número de pérdidas es el que mejor resultado económico presentaba. Los variadores de velocidad por exigencias de la propiedad se requería ventilación redundante de los equipos. Ninguno de los ofertantes fue capaz de incluir ventilación redundante aunque se optó por un sistema que garantizase la mínima refrigeración. 2. Modos de operación Al tratarse de una planta sin sistema de almacenamiento de energía la correcta operación de la planta es más compleja de realizar si se quiere optimizar el resultado final. Es por ello que los modos de operación deben estar bien definidos y deben contemplar todos los posibles escenarios debidos a climatología y operación. Para que el operador sepa qué modo aplicar para qué escenario deben ser claros de identificar y no dejar sin definir ningún escenario. Los modos de

222

operación estudiados y descritos se adaptan a todos los posibles escenarios y de su correcta aplicación dependerá enormemente el resultado de explotar la planta. 3. Estudio de la viabilidad económica de la ampliación de un sistema de almacenamiento de energía con sales fundidas Debido al valor que aporta un sistema de almacenamiento con sales se ha realizado un estudio de viabilidad económica para su inclusión en la planta de Soluz-Guzmán. Se obtuvo una TIR para un escenario base sin apalancamiento de 15,36%, por encima del mínimo (12%) que exige FCC para validar un proyecto. Como parte del Project Finance para aumentar la rentabilidad del proyecto se optó por financiar el 70% de la inversión inicial. Con ello se obtuvo una TIR de 39,74%. Se realizó un estudio de sensibilidad en el que se analizaron las siguientes variables:

Nivel de ingresos.

Gastos de OPEX.

Coste de financiación.

Años de amortización. Tras la realización del estudio se pudo observar cómo los mejores resultados de TIR se obtuvieron para un incremento de los ingresos del 12,13% pese al aumento del precio de financiación de hasta un 16,67% o del aumento de los costes de OPEX de un 60,75%. Los peores resultados o menores valores de TIR se obtuvieron con descenso de los ingresos de hasta el 25,25% en el que se ha contemplado la retirada de la prima en la facturación de la electricidad producida. El peor escenario contempla una reducción de los ingresos de un 25,25% con un aumento de los años de amortización de 20 a 25 con una TIR de 20,43% lo cual sigue estando por encima del mínimo esperado para validar el proyecto de la ampliación. Estos escenarios tanto para bien como para mal tienen una probabilidad de que se den bajas. Los valores de TIR para los escenarios más probables, con pequeñas variaciones respecto al caso inicial, indican que la TIR entre un 41% a un 30% lo cual son valores aceptables y comunes para proyectos de esta envergadura y este nivel de apalancamiento. 4. Estudio de la estrategia de consumo de gas natural. El Real Decreto 661/2007 del 25 de mayo deja posibles interpretaciones al uso que se le puede dar del combustible auxiliar, en este caso gas natural. Se especifica en dicho Real Decreto que el fin de este combustible es el de mantener la temperatura

223


del fluido transmisor de calor para compensar la falta de irradiación solar que pueda afectar a la entrega prevista de energía. Es por ello que optó por realizar un estudio de consumo del gas natural para maximizar la energía producida. Se estudiaron tres escenarios posibles:

Estrategia A: Calderas a 100% de carga.

Estrategia B: Ayuda en el arranque y prolongación de la parada.

Estrategia C: Maximización en producción.

Se estableció un orden de prioridad para estudiar en qué horas del día de los escenarios estudiados se consumirá gas natural. El orden de prioridad fue el siguiente:

Primero: según la estrategia a seguir, A, B o C.

Segundo: considerando la curva eficiencia/nivel de carga se ha optado por dar prioridad a los puntos en los que la pendiente de dicha curva es más pronunciada. Con una pendiente más pronunciada el consumo del gas resultó ser más provechoso.

La energía aportada por las calderas siguiendo las tres estrategias fueron:

Se obtuvo una energía eléctrica bruta producida por el campo solar y la hibridación del gas natural de:

Con lo que la Estrategia C resultó ser la más optimizada obteniendo el mayor consumo de gas para la producción de un 15% del total de la energía eléctrica de la planta.

Anexo 1. Seguimiento fotográfico del proyecto Soluz-Guzmán

Vista aérea parcela con movimiento de tierras octubre 2010

Inicio cimentaciones pedestales equipos mecánicos enero 2011

226

Montaje Nave de ensamblado de espejos enero 2011

Inicio cimentaciones rack de tuberías febrero 2011

227


Vista aérea isla de potencia marzo 2011

Inicio construcción del edificio eléctrico marzo 2011

Comienzo de montaje de rack de tuberías abril 2011

Inicio ensamblaje de colectores mayo 2011

230

Vista aérea isla de potencia mayo 2011

Posicionamiento primer colector mayo 2011

231


Primer lazo de espejos junio 2011

Vista aérea campo solar junio 2011

232

Vista aérea isla de potencia junio 2011

Suministro del condensador septiembre 2011

233


Posicionamiento turbina de alta presión septiembre 2011

Posicionamiento generador septiembre 2011

Vista aérea campo solar septiembre 2011

Vista aérea bloque de potencia septiembre 2011

235


Suministro tanque de expansión septiembre 2011

Posicionamiento turbina de baja septiembre 2011

238

Precalentadores septiembre 2011

239


Sobrecalentador octubre 2011

240

Evaporador octubre 2011

Bombas HTF diciembre 2011

241


Bombas agua de alimentación

Construcción edificio de la turbina diciembre 2011

242

Suministro HTF febrero 2012

243


Interior edificio eléctrico febrero 2012

244

Transformador auxiliar marzo 2012-05-31

245


Colectores principales HTF marzo 2012

246

Tren generación de vapor abril 2012

Planta GNL abril 2012

247


Calderas HTF abril 2012

248

Vista aérea isla de potencia mayo 2012

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