Aprovechamiento de La Energia Geotermica
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8/18/2019 Aprovechamiento de La Energia Geotermica
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ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
INGENIERO INDUSTRIAL
APROVECHAMIENTO DE LA ENERGÍAGEOTÉRMICA DE MEDIA TEMPERATURA
MEDIANTE CICLOS BINARIOS EN ESPAÑA
Autor: Víctor González LuengosDirector: José Ignacio Linares Hurtado
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7e.
Decloración
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y
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El autor D.
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como
UNIVERSIDAO
que
es el
titular
de
los
derechos
de
propiedad
intelectual,
objeto de
la
presente
cesión, en
relación , con
la
obra Ptu\u-/o l¿n Jn
car(Qfi¡'
1,
QU€
ésta
es
una
obra original,
y que
ostenta la condición
de autor en
el sentido
que
otorga la Ley de
Propiedad
lntelectual como titular único o cotitular
de
la
obra.
En caso de ser cotitular, el
autor
(firmante)
declara asimismo
que
cuenta con
el
consentimiento
de
los
restantes
titulares
para hacer
la
presente cesión.
En caso
de
previa
cesión
a terceros
de derechos de
explotación
de
la
obra,
el autor
declara
que
tiene
la oportuna
autorización de dichos titulares de derechos
a
los
fines de
esta
cesión o
bien
que
retiene
la
facultad
de
ceder estos
derechos
en la
forma
prevista
en la
presente
cesión
y
así
lo
acredita.
2e.
Objeto
y
fines
de lo
cesión.
Con el
fin
de dar
la
máxima difusión a
la
obra citada a través del
Repositorio
institucional de la
Universidad
y
hacer
posible
su utilización
de
forma
libre y
grdtuito
(
con
las
limitociones
que
más
adelante se detallan)
por
todos
los usuarios del repositorio
y
del
portal
e-ciencia,
el
autor
CEDE
a la
Universidad Pontificia
Comillas
de
forma
gratuita y
no
exclusiva,
por
el
máximo
plazo
legal
y
con ámbito
universal,
los
derechos
de
digitalización,
de
archivo,
de
reproducción,
de
distribución,
de
comunicación
pública,
incluido el derecho de
puesta
a disposición electrónica,
DIVULGACIÓru TN ACCESO
u]r^ru
de
la
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(a) Transformarla para adaptarla a cualquier tecnología susceptible de incorporarla a internet;
realizar adaptaciones para hacer posible la utilización de la obra en formatos electrónicos, así
como incorporar metadatos para realizar el registro de la obra e incorporar “marcas de agua”
o cualquier otro sistema de seguridad o de protección.
(b) Reproducirla en un soporte digital para su incorporación a una base de datos electrónica,
incluyendo el derecho de reproducir y almacenar la obra en servidores, a los efectos de
garantizar su seguridad, conservación y preservar el formato. .
(c) Comunicarla y ponerla a disposición del público a través de un archivo abierto institucional,
accesible de modo libre y gratuito a través de internet.2
(d) Distribuir
copias
electrónicas
de
la
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a los
usuarios
en
un
soporte
digital.
3
4º.
Derechos
del
autor.
El autor,
en
tanto
que
titular
de
una
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que
cede
con
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exclusivo
a la
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por medio de su registro en el Repositorio Institucional tiene derecho a:
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en contacto con el vicerrector/a de investigación ([email protected]).
d) Autorizar expresamente a COMILLAS para, en su caso, realizar los trámites necesarios para
l b ió d l ISBN
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d) Recibir notificación fehaciente de cualquier reclamación que puedan formular terceras
personas en relación con la obra y, en particular, de reclamaciones relativas a los derechos de
propiedad intelectual sobre ella.
5º.
Deberes
del
autor.
El autor se compromete a:
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‐ La Universidad informará a los usuarios del archivo sobre los usos permitidos, y no garantiza
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:tE'llo'¿I5'f
CorñnmS
ACEPTA
b) Derechos
que
se
reserva
el Repositorio
institucional respecto de las
obras en él registradas:
-
retirar
la obra,
previa
notificación
al
autor, en
supuestos suficientemente
justificados,
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caso
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reclamaciones
de
terceros.
Madrid,
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Proyecto realizado por el alumno/a:
Víctor González Luengos
Fdo.:.......................... Fecha:...../...../.........
Autorizada la entrega del proyecto cuya información no es de carácter confidencial
EL DIRECTOR DEL PROYECTO
José Ignacio Linares Hurtado
Fdo.:.......................... Fecha:...../...../.........
Vº Bº del Coordinador de Proyectos
José Ignacio Linares Hurtado
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ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
INGENIERO INDUSTRIAL
APROVECHAMIENTO DE LA ENERGÍAGEOTÉRMICA DE MEDIA TEMPERATURA
MEDIANTE CICLOS BINARIOS EN ESPAÑA
Autor: Víctor González LuengosDirector: José Ignacio Linares Hurtado
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APROVECHAMIENTO DE LA ENERGÍA GEOTÉRMICA DE MEDIATEMPERATURA MEDIANTE CICLOS BINARIOS EN ESPAÑA
Autor: González Luengos, Víctor.
Director: Linares Hurtado, José Ignacio.
Entidad Colaboradora: ICAI – Universidad Pontificia Comillas.
RESUMEN DEL PROYECTO
1. Introducción
El incremento de la demanda de electricidad por parte de la sociedad, unido al progresivo encarecimiento de los combustibles fósiles y al impacto medioambiental, plantea la necesidad de apostar por las fuentes de energía renovables. Además, la altadependencia energética española del exterior (en torno al 80%), hace imprescindible elaprovechamiento de las fuentes de energía existentes, como es el caso de la energíageotérmica.
La energía geotérmica de media temperatura (100-150ºC) presenta un gran potencial para ser utilizada en producir electricidad. En España existen numerosos yacimientos deeste tipo, por lo que surge la posibilidad de aprovechar la energía calorífica almacenadaen el subsuelo como fuente de generación eléctrica [1]. El aprovechamiento de laenergía geotérmica mediante ciclos binarios viene utilizándose desde hace bastantetiempo, datando del 1967. Se adopta este tipo de tecnología cuando la temperatura delrecurso no es muy elevada, es decir, en los yacimientos de media temperatura. Seemplea un fluido secundario de carácter orgánico en el ciclo de potencia y por ello se le
denomina Ciclo de Rankine Orgánico (ORC) [2].Los ORCs emplean el mismo principio de funcionamiento que un ciclo de Rankineconvencional, pero al emplear un fluido orgánico presentan características específicasque permiten simplificar el ciclo, conduciendo a equipos mucho más compactos [2].
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2. Metodología
2.1.
Selección de la configuración y del fluido de trabajoSe ha realizado un análisis de las centrales geotérmicas de ciclo binario existentes,clasificándolas en tres rangos de temperaturas (Tabla 1.). Para cada rango, se modelandistintas configuraciones y se prueban los fluidos candidatos, seleccionándolossiguiendo el criterio de máxima potencia producida por el ciclo.
Tabla 1. Selección la configuración y el fluido de trabajo en función de cada rango de temperatura.
Caso 1: Tfc=180ºC Caso 2: Tfc=165ºC Caso 3: Tfc=140ºC
S u b c r í t i c o
Básico Isopentano 5,87 MW Básico Isopentano 4,94 MWCon
regener.RC318 4,18 MW
S u p e
r c r í t i c o
Con
regener.Isobutano 6,80 MW
Con
regener.Isobutano 5,80 MW
Con
regener.RC318 4,27 MW
2.2. Ubicación de las distintas plantas de estudio.
A partir de estudios previos realizados por el IGME [3], se localizan los yacimientos demedia temperatura presentes en España. Se seleccionan cuatro ubicaciones dentro de laPenínsula Ibérica con el fin de realizar un estudio exhaustivo del potencial geotérmico
español. Cada una de ellas presenta características particulares en cuanto al clima y a suzona geográfica, ubicándose en: Cáceres, Jaca, Murcia y Pontevedra. Todas estasubicaciones presentan temperaturas entre los 140-150°C, por lo que a partir del estudiode los tres rangos de temperatura se adopta una configuración subcrítica 1 conregeneración, empleando RC318 como fluido de trabajo del ciclo.
2.3. Modelado de la planta
2.1.1.
Análisis exergético del recuperador y el regenerador
En un primer momento surge la necesidad de fijar el punto de estricción (pinch point,PP) en los intercambiadores del ciclo con el fin de optimizar su tamaño sincomprometer las prestaciones de la planta. Se realiza un análisis exergético paradeterminar el PP más apropiado en los intercambiadores excluyendo de este análisis al
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las condiciones de condensación del ciclo. El modelo desarrollado contempla laoperación en carga parcial para poder evaluar de forma real la producción eléctrica
anual.
2.4. Estudio económico
La energía geotérmica vine contemplada en la Orden IET/3586/2011, del 31 dediciembre de 2011 del BOE, por las que se establecen las tarifas y primas de lasinstalaciones del régimen especial, aplicándose una tarifa regulada de 7,6467 c€/kWh
para el grupo b.3. Esta tarifa se actualiza anualmente con arreglo al IPC. Sin embargo,
debido a la entrada en vigor del Real Decreto-ley 1/2012 a fecha del 28 de enero del2012, por el que se suspenden de forma temporal las primas e incentivos para nuevasinstalaciones en régimen especial, se abre un nuevo escenario económico. Por ello,también se ha analizado la opción de venta a tarifa de mercado, tomando como precio4,993 c€/kWh, que fue el valor medio en el año 2011.
3. Resultados
3.1.
Punto nominal
El punto nominal se ha diseñado para el 100% del fluido geotérmico (100 kg/s) extraídode los 4 pozos de producción y para la temperatura del foco frío más frecuente en cadacaso. Los resultados obtenidos se muestran en la Tabla 2, siendo la de Jaca la quemejores prestaciones arroja.
Tabla 2. Potencia neta y rendimiento de las distintas plantas de estudio.
Cáceres Jaca Murcia Pontevedra
Torre Aerocond Torre Aerocond Torre Aerocond Torre Aerocond
W neta [kW] 4.266 3.476 5.473 4.205 4.540 2.776 3.998 3.245
η planta [%] 11,28% 9,78% 11,95% 9,93% 11,81% 8,25% 10,75% 9,29%
3.2.
Operación
Las plantas se han modelado para que operen las 24 horas del día durante los 365 díasdel año, obteniéndose los resultados mostrados en la Tabla 3.
Tabla 3. Producción eléctrica anual en función del los pozos en funcionamiento.
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3.3. Viabilidad económica
El estudio económico se ha realizado sobre plantas de 20 MW nominales, puesto que setrata de un tamaño habitual y que además arroja datos económicos favorables. Bajo latarifa de régimen especial, se obtienen que la planta que ofrece mejores datoseconómicos es la de Pontevedra empleando torre de refrigeración. Se obtiene un VANde 54,54 M€, con una tasa interna de retorno (TIR) del 10,49%, recuperándose lainversión en 12 años (que representa el 61% de su vida útil).
La Tabla 4 recoge los resultados económicos obtenidos con la venta de electricidad al
precio de mercado. Se observa que la planta de 20 MW sigue siendo rentable, peroresulta más atractivo irse a tamaños entorno a los 30-40 MW, puesto que su periodo deretorno es mucho menor y por tanto presenta menor riesgo de inversión.
Tabla 4. Viabilidad económica de la planta de Pontevedra refrigerada con torre bajo el nuevo escenario.
VAN [M€] TIR PR [años] CN [€/MWh]
20 MW 7,47 5,84% 19,33 49,16
30 MW 27,96 7,36% 16,26 42,50
40 MW 52,12 8,60% 14,16 38,17
4. Conclusiones
A la vista de los resultados obtenidos, se concluye que el potencial geotérmico españolen generación eléctrica a partir de recursos de media temperatura es bastante elevado,siendo óptima la aplicación de ciclos binarios. Se abre la posibilidad por tanto, deinvertir en este tipo de tecnología en un futuro próximo, recomendando especialmenteubicar las centrales en los yacimientos gallegos, por los que se obtendrá una rentabilidadmayor. También cabe reseñar, que ante la eliminación de las tarifas de régimen especialhabría que irse a tamaños de planta de en torno a 30-40MW para que el proyecto seaeconómicamente rentable. Sin embargo, se prevé que esta situación se revierta debido algran incremento del precio de venta eléctrico en los últimos años, lo que llevaría a
niveles similares a la tarifas del régimen especial.
5. Referencias.
[1] VEGA REMESAL, A., RAMOS MILLÁN, A., REINA PERAL, P., CONDELÁZARO, E., Guía Técnica de Generación Eléctrica de Origen Geotérmico.
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USE OF MEDIUM TEMPERATURE GEOTHERMAL ENERGY BYBINARY CICLES IN SPAIN.
Author: González Luengos, Víctor.
Director: Linares Hurtado, José Ignacio.
Collaborating Organization: ICAI – Universidad Pontificia Comillas.
ABSTRACT
1. Introduction
The society increase in electricity demand, along with the gradual rising prices of fossilfuels and the environment impact, suggests the need to focus on renewable energyresources. Moreover, due to the high dependence of Spain on external energy (around80%), is essential to use the existing energy resources, such as geothermal energy
The medium temperature geothermal energy (100-150ºC) has a large potential forelectricity generation. In Spain there are numerous geothermal reservoirs of this type, soit is possible to use the heat energy stored in the earth subsoil as a source for electricity
generation [1]. Geothermal binary cycles have been operating for quite some time,dating back to 1976. This technology is adopted when the reservoir temperature is toohigh, like in the medium temperature reservoirs. A secondary organic fluid is used inthe power cycle, therefore is called Organic Rankine Cycle (ORC) [2].
The ORC employs the same operating principle as the conventional Rankine cycle, butdue to the use of an organic fluid presents specific features that help to simplify the
cycle, leading them to more compact equipment [2].This project analyzes the technical and economic feasibility of different geothermal
binary plants in Spain. Therefore, it is necessary to locate the plants in geothermalreservoirs sources and selecting the working fluid and the proper configuration thatmaximizes the power produced by the cycle. Once this is finished, the annual operation
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configurations are modeled, testing the fluid candidates, selecting them according to themaximum power rate criterion.
Table 5. Configuration and working fluid selection for each range of temperature.
Case 1: Tfc=180ºC Case 2: Tfc=165ºC Case 3: Tfc=140ºC
S u b c r i t i c a l
Basic Isopentane 5.87 MW Basic Isopentane 4.94 MW Reg. RC318 4.18 MW
S u p e r c r i t i c a l
Reg. Isobutane 6.80 MW Reg. Isobutane 5.80 MW Reg. RC318 4.27 MW
2.2. Location of the different power plants.
Attending to previous studies developed by the IGME [3], the medium temperaturereservoirs present in Spain have been located. Four locations are selected within theIberian Peninsula in order to perform an exhaustive study of the Spanish geothermal
potential. Each one shows specific characteristics in terms of its climate andgeographical area, being located in: Cáceres, Jaca, Murcia and Pontevedra. Everylocation presents a temperature between 140-150ºC, so attending to the threetemperature ranges study a regenerative subcritical configuration3 is adopted, usingRC318 as the working fluid in the cycle.
2.3. Power plant modeling
2.1.1. Exergy analysis of the recoverer and the regenerator.
At first, the need to establish the pinch point (PP) in the heat exchangers of the cyclearises in order to optimize its size without compromising the performance of the power
plant. An Exergy analysis is carried out to determine the most appropriate PP in the heatexchangers, excluding the condenser of this analysis since its pinch point is limited bythe cooling fluid and also has quite compact dimensions compared to the other two heatexchangers in the cycle, the recoverer and regenerator.
A h i Fi 1 th t i ti ll i b d i th PP
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Figure 2. Size and irreversibilities in the recoverer and the regenerator vs. the pinch point (PP).
2.1.2. Nominal Point
The nominal point of the cycle is modeled by extracting climate data fromMETEONORM4 software that among multiple variables, provides the hourly wet anddry bulb temperature of the different studied locations. After this point, the annualtemperature distribution is obtained, selecting the most frequent as the designtemperature of the cycle.
This environmental data will establish the condensing temperature of the cycle, using
the dry bulb temperature when it is cooled by an aerocondenser and the wet bulbtemperature when using a cooling tower. Depending on the chosen cooling equipment,the pinch point is fixed at 10ºC in the aerocondenser and 3.5ºC in the condenser usingcooling tower.
The turbine and pump are modeled with an isentropic efficiency of 85% and 75%respectively. The turbine inlet pressure has been set at 22.78 bar not exceeding in anycase a pressure of 23.5 bar in the heat exchangers.
A mass flow of 100 kg/s has been established, distributed into 4 geothermic wells, asmeans of comparison between the different cycles. In addition, pressure losses areincluded amounting to 20 kPa in the high pressure pipes and 3 kPa in the low pressure
pipes, as well as in the heat exchangers with 16 kPa for the high pressure side and 7 kPah l id l i h i j i ll f b /k h
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The model considers the partial load operation in order to evaluate in a realistic way theannual electricity production.
2.4. Economic study
Geothermal energy referred to in Order IET/3586/2011 of December 31st, 2011 BOE,where feed in tariff are established, applying a regulated rate of 7.76467 c€/kWh forgroup b3. This rate is updated annually in accordance with the IPC. However, due to theentry into force of Royal Decree-Law 1/2012 on January 28th, 2012, from which thefeed in tariff system are temporarily suspended, opens a new economic framework.
Therefore, it has also been studied the possibility to sell the electricity at pool marketrate, pricing it at 4.993 c€/kWh, which was the average in 2011.
3. Results
3.1. Nominal point
The nominal point has been designed for 100% of the geothermal fluid load (100 kg/s)extracted from the 4 production wells and for the most frequent heat sink temperature ineach case. The results of the nominal point are shown in Table 2, where Jaca obtains the
best performance.
Table 6. Net power and performance of the different studied plants.
Cáceres Jaca Murcia Pontevedra
Tower Air cond. Tower Air cond. Tow Air cond. Tower Air cond.
W net [kW] 4,266 3,476 5,473 4,205 4,540 2,776 3,998 3,245
η plant [%] 11.28% 9.78% 11.95% 9.93% 11.81% 8.25% 10.75% 9.29%
3.2. Operation
Plants have been modeled to operate 24 hours a day during 365 days per year, obtainingthe results shown in Table 3.
Table 7. Annual electricity generation depending on the operating wells.
Annual electricity generation [MWh]
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Índice
1. Introducción .................................................................................... 15
1.1. Motivación del proyecto ..................................................................................... 17
1.2. Objetivos del proyecto ........................................................................................ 18
2. Estado de la técnica ......................................................................... 19
2.1. Recursos geotérmicos ......................................................................................... 21
2.1.1.
Clasificación
en
función
de
su
temperatura
..............................................................
23
2.1.2.
Clasificación
en
función
de
su
naturaleza
geológica
.................................................
24
2.2. Técnicas de exploración y perforación ................................................................ 26
2.2.1.
Exploración
................................................................................................................
27
2.2.2. Perforación ................................................................................................................ 28
2.3. Tipos de plantas geotérmicas de generación eléctrica ....................................... 29
2.3.1. Centrales geotérmicas flash o de vapor húmedo ..................................................... 29
2.3.2. Centrales geotérmicas de vapor seco ....................................................................... 29
2.3.3.
Centrales
geotérmicas
de
ciclo
binario
.....................................................................
31
2.4. Centrales de ciclo binario existentes ................................................................... 34
2.5. Ciclo de Rankine Orgánico (ORC) ........................................................................ 35
2.5.1. Características de los ORCs ....................................................................................... 35
2.5.2.
Configuración
subcrítica
y
supercrítica
.....................................................................
37
2.6. Geotermia en España .......................................................................................... 38
2.6.1. Clasificación de los yacimientos geotérmicos ........................................................... 38
2 6 2 Ubicaciones de estudio 39
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3.2.2.
Pérdidas
de
carga
en
el
pozo
de
inyección
...............................................................
50
3.3.
Esquemas
de
los
ciclos
de
trabajo
......................................................................
50
3.3.1.
Ciclo
con
regeneración
y
refrigeración
con
torre
......................................................
51
3.3.2. Ciclo con regeneración y refrigeración con aerocondensador ................................. 52
3.4. Distribución de temperaturas ............................................................................. 53
3.4.1. Cáceres ...................................................................................................................... 53
3.4.2.
Jaca
............................................................................................................................
56
3.4.3.
Murcia
.......................................................................................................................
58
3.4.4.
Pontevedra
................................................................................................................
60
3.5. Ecuaciones del modelo matemático ................................................................... 62
3.5.1.
Punto
nominal
...........................................................................................................
62
3.5.2.
Operación
..................................................................................................................
75
3.5.3. Análisis exergético de los intercambiadores de calor ............................................... 76
4.
Resultados ....................................................................................... 79
4.1. Análisis exergético .............................................................................................. 81
4.2. Punto nominal ..................................................................................................... 85
4.1.1. Cáceres ...................................................................................................................... 85
4.1.1.1. Torre de refrigeración ....................................................................................... 85
4.1.1.2.
Aerocondensador
..............................................................................................
89
4.1.2.
Jaca
............................................................................................................................
97
4.1.3.
Murcia
.....................................................................................................................
104
4.1.4. Pontevedra .............................................................................................................. 112
4.1.5. Tabla resumen ......................................................................................................... 120
4 3 O ió 122
-
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5.1.1.
Inversión
inicial........................................................................................................
159
5.1.2. Costes de operación y mantenimiento ................................................................... 161
5.1.3. Tarifa regulada ........................................................................................................ 162
5.1.4. Otros datos .............................................................................................................. 162
5.2. Índices de rentabilidad económica ................................................................... 163
5.3. Estudio preliminar ............................................................................................. 164
5.4. Estudio de los yacimientos seleccionados......................................................... 169
5.5. Análisis de sensibilidad ..................................................................................... 181
6. Conclusiones .................................................................................. 183
6.1. Conclusiones técnicas ....................................................................................... 185
6.1.1.
Selección
de
la
configuración
y
del
fluido
de
trabajo
.............................................
185
6.1.2. Ubicación de las distintas plantas de estudio ......................................................... 186
6.1.3. Modelado del ORC en su punto nominal ................................................................ 186
6.1.4. Modelado del ORC en su fase de operación. .......................................................... 187
6.2. Conclusiones económicas ................................................................................. 188
6.3. Prospectiva ........................................................................................................ 189
7.
Bibliografía ................................................................................... 191
8. Anexos .......................................................................................... 195
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Índice de figuras
Figura 2.1. Estructura interna de la tierra .................................................................................................. 21
Figura 2.2. Fenómeno de subducción ......................................................................................................... 22
Figura 2.3.Yacimiento hidrotermal convencional ....................................................................................... 25
Figura 2.4. Sistema Geotérmico Estimulado (EGS) ..................................................................................... 25
Figura 2.5. Fase de perforación .................................................................................................................. 28
Figura 2.6. Ciclo directo sin condensación .................................................................................................. 30
Figura 2.7. Ciclo directo con condensación ................................................................................................. 31
Figura 2.8. Ciclo binario básico ................................................................................................................... 32
Figura 2.9. Ciclo binario con regeneración ................................................................................................. 32
Figura 2.10. Ciclo binario de doble presión................................................................................................. 33
Figura 2.11. Ciclo binario de doble fluido ................................................................................................... 33
Figura 2.12.
Diagrama
básico
de
un
ORC
...................................................................................................
36
Figura 2.13. ORC subcrítico (a) y supercrítico.(b) ....................................................................................... 37
Figura 2.14. Diagramas T ‐Q de un ciclo subcrítico (a) y supercrítico (b) .................................................... 37
Figura 2.15. Mapa del potencial geotérmico español ................................................................................ 40
Figura 3.1. Ciclo binario básico ................................................................................................................... 45
Figura 3.2 Ciclo binario con regeneración .................................................................................................. 45
Figura 3.4: Ciclo Subcrítico con regeneración y refrigeración por torre ..................................................... 51
Figura 3.5: Ciclo Subcrítico con regeneración y refrigeración con aerocondensador ................................. 52
Figura 3.6. Frecuencia de la temperatura húmeda anual para las 24 horas del día (Cáceres) .................. 53
Figura 3.7. Frecuencia de la temperatura seca anual para las 24 horas del día (Cáceres) ........................ 54
Figura 3.8. Frecuencia de la temperatura húmeda anual entre las 8‐20 horas (Cáceres) .......................... 55
Figura 3.9. Frecuencia de la temperatura seca anual entre las 8‐20 horas (Cáceres) ................................ 55
Figura 3.10. Frecuencia de la temperatura húmeda anual para las 24 horas del día (Jaca) ...................... 56
Figura 3.11. Frecuencia de la temperatura seca anual para las 24 horas del día (Jaca) ............................ 56
Figura 3.12. Frecuencia de la temperatura húmeda anual entre las 8‐20 horas (Jaca) ............................. 57
Figura 3 13 Frecuencia de la temperatura seca anual entre las 8 20 horas (Jaca) 57
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Figura 4.45. Diagrama T ‐s del ciclo binario en el punto nominal 24 h con aerocondensador (Pontevedra)
.................................................................................................................................................................. 117
Figura 4.46.
Diagrama
T ‐Q
del
recuperador
para
refrigeración
con
aerocondensador
en
su
punto
nominal
24 h (Pontevedra) ..................................................................................................................................... 117
Figura 4.47. Diagrama T ‐Q del regenerador para refrigeración con aerocondensador en su punto nominal
24 h (Pontevedra) ..................................................................................................................................... 117
Figura 4.48. Diagrama T ‐s del ciclo binario en el punto nominal 12 h con aerocondensador (Pontevedra)
.................................................................................................................................................................. 119
Figura 4.49. Diagrama T ‐Q del recuperador para refrigeración con aerocondensador en su punto nominal
12 h (Pontevedra) ..................................................................................................................................... 119
Figura 4.50. Diagrama T ‐Q del regenerador para refrigeración con aerocondensador en su punto nominal
12 h (Pontevedra) ..................................................................................................................................... 119
Figura 4.51. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 24
h y refrigerada con torre (Cáceres) ........................................................................................................... 123
Figura 4.52. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 24 h y
refrigerada con torre (Cáceres) ................................................................................................................ 123
Figura 4.53. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Cáceres)............ 124
Figura 4.54. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 12
h y refrigerada con torre (Cáceres) ........................................................................................................... 125
Figura 4.55.
Rendimiento
de
la
planta
en
función
de
sus
condiciones
de
operación
durante
12
h y
refrigerada con torre (Cáceres) ................................................................................................................ 125
Figura 4.56. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Cáceres)............ 126
Figura 4.57. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 24
h y refrigerada con aerocondensador (Cáceres) ....................................................................................... 127
Figura 4.58. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 24 h y
refrigerada con
aerocondensador
(Cáceres)
............................................................................................
127
Figura 4.59. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Cáceres)............ 128
Figura 4.60. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 12
h y refrigerada con aerocondensador (Cáceres) ....................................................................................... 129
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Figura 4.88. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 24 h y
refrigerada con torre (Pontevedra) .......................................................................................................... 147
Figura 4.89.
Curvas
monótonas
de
la
planta
para
distintas
cargas
en
el
foco
caliente
(Pontevedra)......
148
Figura 4.90. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 12
h y refrigerada con torre (Pontevedra) ..................................................................................................... 149
Figura 4.91. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 12 h y
refrigerada con torre (Pontevedra) .......................................................................................................... 149
Figura 4.92. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Pontevedra)...... 150
Figura 4.93. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 24
h y refrigerada con aerocondensador (Pontevedra) ................................................................................. 151
Figura 4.94. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 24 h y
refrigerada con aerocondensador (Pontevedra) ...................................................................................... 151
Figura 4.95. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Pontevedra)...... 152
Figura 4.96. Potencia neta producida por el ciclo en función de sus condiciones de operación durante 12
h y refrigerada con aerocondensador (Pontevedra) ................................................................................. 153
Figura 4.97. Rendimiento de la planta en función de sus condiciones de operación durante 12 h y
refrigerada con aerocondensador (Pontevedra) ...................................................................................... 153
Figura 4.98. Curvas monótonas de la planta para distintas cargas en el foco caliente (Pontevedra)...... 154
Figura 5.1. Costes de inversión de una planta geotérmica de 20 MW ..................................................... 160
Figura 5.2.
Gráfica
del
coste
de
operación
y mantenimiento
en
función
de
potencia
neta
producida
por
la
planta ....................................................................................................................................................... 161
Figura 5.3. Frecuencia de la temperatura húmeda anual para las 24 horas del día (Pontevedra) .......... 179
Figura 5.4. Frecuencia de la temperatura húmeda anual para las 24 horas del día (Jaca) ...................... 180
Figura 5.6. Frecuencia de la temperatura seca anual para las 24 horas del día (Murcia) ....................... 180
Figura 5.5. Frecuencia de la temperatura seca anual para las 24 horas del día (Jaca) ............................ 180
Figura 6.1.
Rendimiento
de
la
planta
en
función
de
sus
condiciones
de
operación
durante
24
h y
refrigerada con torre (Jaca) ...................................................................................................................... 188
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Tabla 4.15. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal
24 h con aerocondensador (Jaca) ............................................................................................................. 100
Tabla 4.16.
Propiedades
termodinámicas
para
refrigeración
con
aerocondensador
en
el
punto
de
diseño
12 h (Jaca) ................................................................................................................................................ 102
Tabla 4.17. Características de los intercambiadores de calor del ciclo en su punto nominal 12 h
refrigerando con aerocondensador (Jaca) ................................................................................................ 102
Tabla 4.18. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal
12 h con aerocondensador (Jaca) ............................................................................................................. 102
Tabla 4.19. Propiedades termodinámicas para refrigeración con torre en el punto de diseño 24 h
(Murcia) .................................................................................................................................................... 104
Tabla 4.20. Características de los intercambiadores de calor del ciclo en su punto nominal 24 h
refrigerando con torre (Murcia) ............................................................................................................... 104
Tabla 4.21. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal
24 h con torre de refrigeración (Murcia) .................................................................................................. 104
Tabla 4.22. Propiedades termodinámicas para refrigeración con torre en el punto de diseño 12 h
(Murcia) .................................................................................................................................................... 106
Tabla 4.23. Características de los intercambiadores de calor del ciclo en su punto nominal 12 h
refrigerando con torre (Murcia) ............................................................................................................... 106
Tabla 4.24. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal
12 h con
torre
de
refrigeración
(Murcia)
..................................................................................................
106
Tabla 4.25. Propiedades termodinámicas para refrigeración con aerocondensador en el punto de diseño
24 h (Murcia) ............................................................................................................................................ 108
Tabla 4.26. Características de los intercambiadores de calor del ciclo en su punto nominal 24 h
refrigerando con aerocondensador (Murcia) ........................................................................................... 108
Tabla 4.27. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal
24 h con
aerocondensador
(Murcia)
.........................................................................................................
108
Tabla 4.28. Propiedades termodinámicas para refrigeración con aerocondensador en el punto de diseño
12 h (Murcia) ............................................................................................................................................ 110
Tabla 4.29. Características de los intercambiadores de calor del ciclo en su punto nominal 12 h
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Tabla 4.34. Propiedades termodinámicas para refrigeración con torre en el punto de diseño 12 h
(Pontevedra) ............................................................................................................................................. 114
Tabla 4.35.
Características
de
los
intercambiadores
de
calor
del
ciclo
en
su
punto
nominal
12
h
refrigerando con torre (Pontevedra) ........................................................................................................ 114
Tabla 4.36. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal
12 h con torre de refrigeración (Pontevedra) ........................................................................................... 114
Tabla 4.37. Propiedades termodinámicas para refrigeración con aerocondensador en el punto de diseño
24 h (Pontevedra) ..................................................................................................................................... 116
Tabla 4.38. Características de los intercambiadores de calor del ciclo en su punto nominal 24 h
refrigerando con aerocondensador (Pontevedra) .................................................................................... 116
Tabla 4.39. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal
24 h con aerocondensador (Pontevedra) ................................................................................................. 116
Tabla 4.40. Propiedades termodinámicas para refrigeración con aerocondensador en el punto de diseño
12 h (Pontevedra) ..................................................................................................................................... 118
Tabla 4.41. Características de los intercambiadores de calor del ciclo en su punto nominal 12 h
refrigerando con aerocondensador (Pontevedra) .................................................................................... 118
Tabla 4.42. Potencias generadas y consumidas por los distintos equipos de la planta en su punto nominal
12 h con aerocondensador (Pontevedra) ................................................................................................. 118
Tabla 4.43. Resultados de los distintos escenarios para el punto de diseño de las distintas plantas de
estudio ......................................................................................................................................................
121
Tabla 4.44. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación
(Cáceres) ................................................................................................................................................... 124
Tabla 4.45. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación
(Cáceres) ................................................................................................................................................... 126
Tabla 4.46. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación
(Cáceres) ...................................................................................................................................................
128
Tabla 4.47. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación
(Cáceres) ................................................................................................................................................... 130
Tabla 4.48. Producción eléctrica anual de la planta en función del número de pozos en operación (Jaca)
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1. Introducción
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1.
Introducción
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1.1. Motivación del proyecto
El desarrollo
de
la
sociedad
actual
se
caracteriza
por
depender
cada
vez
más
de
la
energía eléctrica debido al mayor consumo en las ciudades: industria, comercio y
hogares. Esto, unido al encarecimiento y al progresivo agotamiento de los
combustibles fósiles y el impacto medioambiental, plantea la necesidad de apostar por
las fuentes de energías renovables y la eficiencia energética como principios básicos
para conseguir un desarrollo sostenible. Si añadimos a esto, la alta dependencia
energética española del exterior (en torno al 80%), parece imprescindible aprovechar
las fuentes
de
energía
existentes.
Ante esta necesidad surge la energía geotérmica, que se encuentra almacenada
bajo la superficie de la Tierra en forma de calor, presentando un potencial enorme,
que se ha aprovechado mínimamente. Sus aplicaciones van desde usos térmicos, para
baja temperaturas (por debajo de los 100°C), hasta la producción de electricidad
cuando se trata de yacimientos de media y alta temperatura (superiores a los 100‐
120°C)
España cuenta con una estructura geológica propicia para la presencia de recursos
geotérmicos en el subsuelo. De hecho, numerosos estudios realizados al respecto lo
corroboran. El aprovechamiento térmico de yacimientos de baja temperatura está
comenzando a desarrollarse en España mediante aplicaciones con bomba de calor. Sin
embargo, la aplicación eléctrica carece de explotación alguna dentro del territorio
nacional.
Por ello, el presente proyecto se centra en un estudio del aprovechamiento de la
energía geotérmica con fines eléctricos en España. Para llevarlo a cabo, se evaluarán
distintas ubicaciones donde existan yacimientos de media temperatura y se realizará
un análisis técnico‐económico de las distintas plantas de estudio, con el fin de
caracterizar cada uno de ellos y definir su rentabilidad.
En primer
lugar,
antes
de
ubicar
las
plantas
en
los
distintos
yacimientos
españoles,
se realiza un estudio de las centrales geotérmicas de ciclo binario existentes
clasificando los recursos geotérmicos en tres rangos de temperatura. Se determina el
fluido y la configuración óptima para cada rango con el objetivo de establecer una
pauta de diseño a la hora de plantearse la construcción de una planta de estas
1.
Introducción
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Una vez determinada la ubicación, el fluido de trabajo y la configuración de las
distintas plantas, se procede al modelado de las mismas. Se diseña la planta en su
punto nominal
teniendo
en
cuenta
que
los
pozos
geotérmicos
funcionan
al
100%
y bajo las condiciones ambientales más frecuentes, es decir, se establecen las
condiciones del foco frío a través de la temperatura ambiente con mayor frecuencia
anual.
A continuación se modela la operación de la planta fuera de su punto nominal, ya
sea debido a variaciones en el foco caliente como en el foco frío. Las variaciones en el
foco caliente se deben principalmente a averías en los pozos geotérmicos, mientras
que las producidas en el foco frío vienen provocadas por cambios de la temperatura
ambiente, lo que modificará las condiciones de condensación del ciclo. A partir de
aquí, se obtendrá la energía eléctrica producida por la planta a lo largo de un año, la
cual será vendida a la red.
Por último, se realiza un estudio de viabilidad económica de cada una de las
plantas con el fin de determinar su rentabilidad. Se contemplan dos situaciones, la
primera corresponde
a la
venta
de
la
electricidad
atendiendo
a la
tarifa
de
régimen
especial de la Orden IET/3586/2011. Debido a la entrada en vigor del Real Decreto‐ley
1/2012, por el que se suspenden las tarifas de régimen especial a las instalaciones de
nueva construcción, aparece un nuevo escenario de rentabilidad, puesto que la tarifa
de venta se rige por la del mercado, reduciendo la rentabilidad del proyecto. En ambos
casos, se comprobarán los tamaños de planta que conduzcan a resultados económicos
favorables.
1.2. Objetivos del proyecto
Los objetivos del proyecto se resumen en los siguientes puntos:
•
Identificación
plantas
de
ciclo
binario
existentes
y
clasificarlas
en
tres
rangos de temperaturas.
• Selección de la configuración y del fluido de trabajo más adecuados para
cada uno de los tres rangos de temperatura seleccionados anteriormente.
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2. Estado de la técnica
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La energía geotérmica, que se encuentra en el subsuelo terrestre, es una fuente
de energía renovable que presenta un potencial enorme pese a que su
aprovechamiento es
mínimo
en
la
actualidad.
El
recurso
geotérmico
para
climatización, puede encontrarse en cualquier sitio del mundo; sin embargo, la energía
de media y alta temperatura, necesaria para la generación eléctrica se encuentra en
menor medida. A pesar de esto tiene un alto potencial para generación eléctrica
cuando se trata de yacimientos de entre 120‐300°C.
La temperatura de los yacimientos de media temperatura puede ser aprovechada
mediante un Ciclo de Rankine Orgánico (ORC) en una planta de ciclo binario para la
producción de electricidad. Se adopta este tipo de tecnología cuando la temperatura
del recurso geotérmico no es demasiado alta o si el fluido geotérmico tiene una
elevada salinidad lo que imposibilitaría su uso directo en el ciclo termodinámico.
2.1.
Recursos
geotérmicos
La estructura interna de la tierra está formada por distintas capas tal y como se
muestra en la figura 2.1. El núcleo, que es sólido en su parte interna y líquido en la
externa, se encuentra a unos 6.300 km de profundidad y alcanza temperaturas de
entorno a los 4200°C. Esta temperatura va disminuyendo a medida que se aproxima a
la superficie terrestre. El manto, está compuesto por roca fundida en estado plástico,
envuelve al núcleo y alcanza temperaturas entre los 3000°C y 1000°C.
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2. Estado de la técnica
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Debido a la gran diferencia térmica entre el interior y la superficie terrestre, se
produce un flujo constante de calor hacia el exterior alcanzando un total de 42 TJ. Sin
embargo, solamente
una
pequeña
cantidad
de
este
calor
es
aprovechable
por
el
ser
humano con fines térmicos o para ser aprovechado para generar electricidad. Para el
aprovechamiento en generación eléctrica es necesario alcanzar temperaturas
relativamente elevadas, por encima de los 100°C. Sólo en zonas con un gradiente
térmico superior al habitual se podrán alcanzar estas temperaturas a una profundidad
asumible. En estas zonas se pueden alcanzar temperaturas de 120°C ‐ 300°C a
profundidades de 1.500 m‐ 2.500 m, mientras que en las zonas con gradiente térmico
medio
las
temperaturas
a
dichas
profundidades
alcanzarían
valores
entorno
a
los
50°C
‐ 80°C.
Cuando se dan las condiciones favorables en una zona geográfica concreta para
poder explotar de forma económica un recurso geotérmico del subsuelo, se determina
que existe un yacimiento geotérmico. Los yacimientos se pueden clasificar conforme a
distintos criterios, ya sean geológicos, según su forma de explotación o de nivel de
temperatura, siendo esta última la más empleada.
2.1.1. Clasificación en función de su temperatura
Yacimientos de baja temperatura
Estos yacimientos alcanzan unas temperaturas entre 30 y 100°C y pueden
encontrarse en zonas donde el gradiente de temperatura sea normal o ligeramente
superior. Su
aplicación
se
basa
en
el
uso
directo
del
calor,
es
decir,
con
fines
térmicos
(calefacción, procesos industriales, balnearios) o en aprovechamiento con bomba de
calor.
La única condición geológica que deben cumplir estos yacimientos para poder ser
explotados de forma económica y viable es su presencia en profundidades adecuadas,
entre 1.500 y 2.500 m, de formaciones geológicas permeables capaces de dejar circular
fluidos que extraigan el calor del subsuelo. En zonas con gradiente geológico habitual
de 3,1°C por cada 100 m, se pueden alcanzar temperaturas de 70°C a profundidades
de unos 2.000 m.
Yacimientos de media temperatura
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2. Estado de la técnica
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8/18/2019 Aprovechamiento de La Energia Geotermica
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Figura 2.3.Yacimiento hidrotermal convencional. (Fuente: Guía de la energía geotérmica [1])
A medida que el agua asciende por el pozo de producción hacia la superficie se
genera una
gran
cantidad
de
vapor
debido
a que
disminuye
bruscamente
la
presión
y si
las características del fluido son adecuadas se hacen pasar por una turbina para
generar electricidad.
Yacimientos de roca seca caliente (HDR)
A diferencia de los yacimientos hidrotermales, éstos no presentan agua suficiente
y suficiente permeabilidad para poder ser empleada como fluido geotérmico y extraer
el calor. Sin embargo, cumple las condiciones necesarias de presentar una fuente de
calor a una profundidad accesible, de ahí que puedan ser utilizados por el ser humano
mediante Sistemas Geotérmicos Estimulados (EGS), representado en la figura 2.4.
2. Estado de la técnica
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8/18/2019 Aprovechamiento de La Energia Geotermica
48/252
Mediante sistema EGS se mejora la permeabilidad del yacimiento
inyectando, a través de un sondeo grandes cantidades de agua fría a presión
con
el
fin
de
realizar
fracturas
(hidrofracturación)
por
las
que
el
agua
pueda
circular. Un vez el yacimiento se encuentra en condiciones de explotación se
extrae el agua caliente inyectada anteriormente y será aprovechada mediante
un ciclo binario. En él se producirá un intercambio de calor con un fluido
orgánico de trabajo para generación eléctrica. Posteriormente el agua es
reinyectada de nuevo al yacimiento para su reutilización.
Esta técnica no solo sirve para crear nuevos yacimientos, sino que se
puede utilizar
para
ampliar
los
existentes
con
el
fin
de
extraer
más
calor
y el
consiguiente aumento de las reservas geotérmicas.
Los yacimientos de roca caliente son los más habituales en España y por
tanto son los que se abordarán en el presente proyecto. El tipo de planta más
adecuado para explotar estos yacimientos es mediante ciclos binarios, puesto
que presentan la ventaja de poder aprovechar temperaturas medias y que el
fluido geotérmico
es
reutilizado
en
el
yacimiento.
‐ Yacimientos geopresurizados: son yacimientos donde el fluido confinado se
encuentra sometido a grandes presiones, del orden de 700 atm y a
temperaturas en torno a los 180°C [2]. Esto supone entorno a un 40‐90%
superior a la presión hidrostática que le correspondería a la profundidad a la
que se encuentran.
Estos yacimientos han sido descubiertos debido a exploraciones petrolíferas y
presentan dificultades de explotación debido a las altas presiones y la elevada
profundidad (6.000 m) a la que se encuentran, lo que dificulta las labores de
perforación.
‐ Yacimientos de magma: en este tipo de yacimientos se utiliza directamente el
calor del magma mediante la inyección de agua fría a presión, por medio de
sondeos, hasta
topar
directamente
con
la
bolsa
magmática.
En
este
proceso
parte del magma se solidifica y fractura con el estrés térmico creando una
zona permeable que permite extraer el agua caliente del yacimiento. Sin
embargo, la tecnología actual hace inviable los sistemas de perforación que
it d l l d l t ió
2. Estado de la técnica
-
8/18/2019 Aprovechamiento de La Energia Geotermica
49/252
2.2.1. Exploración
Hay
cinco
objetivos
que
un
programa
de
exploración
para
la
construcción
de
una
planta de generación eléctrica debe cumplir:
‐ Localizar las zonas con roca caliente.
‐ Estimar el volumen, la temperatura y la permeabilidad del yacimiento.
‐ Predecir el tipo de yacimiento a explotar, ya sea hidrotermal, de roca seca
caliente, etc.
‐ Si hay fluido en el yacimiento, predecir la naturaleza química del mismo.
‐ Pronosticar el potencial eléctrico para un mínimo de 20 años de vida útil.
Todas estas premisas condicionan la construcción de la planta geotérmica.
Conocer la temperatura del yacimiento y sus distintas propiedades es crucial para
elegir el
tipo
de
tecnología
a emplear.
Este
estudio
preliminar
determina
la
viabilidad
del proyecto, por lo que habrá que prestar especial atención.
Con el fin de conseguir los objetivos anteriormente citados, la exploración sigue
los siguientes pasos:
1) Estudio de la literatura: analizar los estudios de exploración realizados con
el fin
de
situar
los
posibles
yacimientos
existentes
en
la
zona
donde
se
vaya
a construir la planta. El Instituto Geológico y Minero de España (IGME) ha
realizado varis estudios clasificando y localizando los yacimientos
presentes en la geografía española.
2) Exploración aérea: una imagen aérea de la zona en cuestión puede dar
información sobre la naturaleza estructural del terreno; localización de
manifestaciones térmicas anómalas mediante el uso de visión infrarroja;
medidas geomagnéticas; referencias geográficas para guiar posteriores estudios sobre el terreno y realizar cartografías geológicas.
3) Estudio geológico: se realiza en el suelo que se quiera examinar y permite
d t t t i f ll i t l di t ib ió l ti ü d d d
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6) Estudio geofísico: permite determinar el flujo de calor presente en el
yacimiento, su conductividad eléctrica, temperatura, densidad y su
sensibilidad
magnética.
2.2.2. Perforación
Después de haber terminado el proceso de exploración, habiendo analizado
rigurosamente los datos, se procede a la siguiente paso, la fase de perforación. Esta
fase, supone un coste significativamente mayor que la de exploración, por ello se debe
acometer únicamente después de haber realizado un estudio geológico exhaustivo del
yacimiento del
que
se
arrojen
datos
positivos.
Figura 2.5. Fase de perforación. (Fuente: http://www.mannvit.com)
Generalmente se taladran tres pozos en una etapa inicial [3] con el fin de
confirmar los
resultados
del
estudio
de
exploración.
De
hecho,
se
pueden
considerar
parte de la exploración y por tanto, debe recabarse la mayor cantidad de información
posible durante la perforación. Dichos pozos se situarán en las zonas más
prometedoras del yacimiento, situándose, preferentemente, en forma de triángulo y
abarcando la mayor superficie posible para definir una zona productiva.
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La perforación de los pozos se realiza mediante un taladro dentado que describe
un movimiento rotatorio ejerciendo una fuerza vertical sobre el suelo rocoso. Los
fragmentos
de
roca
desprendidos
deben
extraerse
para
que
la
perforación
pueda
avanzar. Por ello, es necesario emplear un fluido de taladrado que, además, permite
refrigerar y lubricar el taladro y prevenir el colapso del pozo mientras se está
perforando.
2.3.
Tipos
de
plantas
geotérmicas
de
generación
eléctrica
2.3.1. Centrales geotérmicas flash o de vapor húmedo
Aprovechan el fluido geotérmico que llega como agua bifásica (vapor‐líquido). Este
tipo de yacimientos son los más habituales, alcanzando en 2005 el 65,8% (5.832 MW,
210 centrales)
de
las
centrales
instaladas.
Los
yacimientos
aprovechables
mediante
este tipo de tecnología son los de alta temperatura (175‐310ºC).
En los yacimientos de líquido predominante, el agua confinada se encuentra bajo
unas condiciones de presión y temperatura que la mantienen en estado líquido. Sin
embargo, al perforar el yacimiento se produce una variación en las condiciones del
mismo, de forma que parte del agua pasa a estado vapor al descender a la presión
atmosférica.
Se
produce
una
evaporación
flash
y
se
origina
un
fluido
bifásico,
donde
la
fracción de vapor resultante se conduce a una turbina para producir electricidad.
2.3.2. Centrales geotérmicas de vapor seco
El fluido que llega a la superficie es vapor en estado de saturación o bien
ligeramente sobrecalentado. Fueron el primer tipo de plantas de generación
geotérmica en alcanzar un estatus comercial. Su historia se remonta a principios del
siglo XX.
Este tipo de plantas son más simples y económicas que las de tipo flash, debido a
que se dispone del recurso directamente en fase vapor. Sin embargo, los estos
yacimientos son muy escasos; de hecho sólo se han descubierto cinco en el mundo
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En las centrales geotérmicas flash y de vapor seco cabe destacar varios tipos de
tecnologías empleadas para la explotación de los recursos geotérmicos:
Ciclo
directo
sin
condensación
(Figura
2.6.): es el ciclo más simple y más
barato en cuanto al coste de la planta. Consiste en separar la fase líquida,
que será reinyectada, y la de vapor del fluido procedente del yacimiento
geotérmico y expandir este último en una turbina que descarga al
ambiente. Estas unidades pueden llegar a consumir doble cantidad de
vapor por kilovatio producido que las unidades con condensación. Se suele
utilizar para pequeños suministros locales a partir de pozos aislados. Su uso
es obligado
cuando
los
gases
no
condensables
contenidos
en
el
vapor
superen el 50% o cuando el contenido total de gases exceda del 10%,
puesto que su separación supondría un alto coste.
Figura 2.6. Ciclo directo sin condensación. (Fuente: elaboración propia)
Ciclo directo con condensación (Figura 2.7.): es el más común de los ciclos
utilizados en los yacimientos de vapor seco, como en las centrales de
Larderello (Italia), The Geysers (USA) y Matsukawa (Japón). El vapor que
pasa
por
las
turbinas
es
condensado
extrayéndose
los
gases
contenidos
en
el mismo.
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Figura 2.7. Ciclo directo con condensación. (Fuente: elaboración propia)
2.3.3. Centrales geotérmicas de ciclo binario
El aprovechamiento de la energía geotérmica mediante ciclos binarios viene
utilizándose desde hace bastante tiempo. El primer ciclo binario geotérmico se puso en
marcha en Paratunka, cerca de la ciudad de Petropavlovsk, en la península rusa de
Kamchatka, en 1967. Su potencia era de 670 kW y proporcionaba electricidad y calor a
un pequeño
pueblo
y sus
granjas
cercanas.
Se adopta esta tecnología cuando la temperatura del recurso no es muy elevada
(120ºC‐170ºC) o el fluido geotérmico tiene una elevada salinidad, lo que imposibilitaría
su expansión en una turbina de vapor, debido a problemas de corrosión. Se utiliza un
fluido secundario, normalmente de carácter orgánico, que tenga un comportamiento
termodinámico adecuado, es decir, bajo punto de ebullición y alta presión de vapor a
bajas temperaturas.
El
fluido
geotérmico
pasa
través
de
un
intercambiador
de
calor
y posteriormente es reinyectado en el almacén geotérmico para reanudar el ciclo. A
través del intercambiador se cede calor al fluido secundario, que se evapora y se
expande en la turbina y posterior mente es enfriado y condensado completando un
circuito cerrado.
2. Estado de la técnica
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Figura
2.8.
Ciclo
binario
básico.
(Fuente:
elaboración
propia)
Ciclo binario con regeneración (Figura 2.9.): el fluido binario es precalentado a
través de un regenerador antes de ser evaporado en el recuperador.
2. Estado de la técnica
l b d d bl ó ( ) d d ó
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Ciclo binario de doble presión (Figura 2.10.): tiene dos procesos de evaporación
y calentamiento a dos presiones distintas, por lo que la turbina tendrá que ser
de
doble
admisión.
Está
diseñado
para
reducir
las
pérdidas
termodinámicas
que
se producen en el recuperador, al aproximar mejor las curvas de transmisión de
calor (T‐Q) del fluido geotérmico y el fluido de trabajo.
Figura 2.10. Ciclo binario de doble presión. (Fuente: elaboración propia)
Ciclo binario de doble fluido (Figura 2.11.): esta configuración solo se utiliza
cuando la temperatura salida de la turbina del ciclo principal sea lo
suficientemente alta como para ser aprovechado por otro fluido orgánico. Los
dos ciclos quedan ligados por un intercambiador, que funciona como
condensador para el ciclo superior y como recuperador para el ciclo inferior.
2. Estado de la técnica
2 4 C t l d i l bi i i t t
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2.4.
Centrales
de
ciclo
binario
existentes
Hoy en
día,
los
ciclos
binarios
son
los
más
utilizados
en
las
plantas
geotérmicas
de
producción eléctrica, operando en 155 plantas en todo el mundo (julio de 2004),
generando un total de 274 MW de potencia en 16 países. Constituyen el 33% de todas
las plantas geotérmicas, pero sólo generan el 3% de la potencia geotérmica total. Lo
que indica, que la potencia media por unidad es pequeña, del orden de 1,8
MWe/unidad.
Se han definido tres rangos de temperatura con el fin de seleccionar la
configuración y el fluido más apropiado para los distintos yacimientos geotérmicos
aprovechables mediante un ciclo binario. Para ello se ha realizado un estudio de tres
plantas reales que presentan características significativas:
Central Magmamax : se sitúa en el Imperial Valley de California, EE.UU,
aprovechando como recurso geotérmico el yacimiento de East Mesa. Se trata
de un yacimiento hidrotermal convencional, el cual se caracteriza por alcanzar
elevadas temperatura,
en
torno
a los
200°C
a una
profundidad
de
unos
2500
m.
Sin embargo, el fluido geotérmico presenta altos contenidos en sales lo que le
hacen muy corrosivo. Por ello, se decidió construir una planta binaria de doble
fluido en cuyos ciclos se utilizaban el isobutano y el propano, ambos orgánicos.
La temperatura de entrada del fluido geotérmico en el recuperador alcanza una
los 177°C, saliendo a una temperatura en torno a los 75°C, del cual se emplean
214 kg/s de caudal másico. La planta genera una potencia neta de unos 10,5
MW presentando
una
utilización
anual
del
96,8%
[3].
Central Herber: se encuentra ubicada en la ciudad de Herber, California. Utiliza
al igual que la central Magmamax el yacimiento geotérmico de East Mesa, ya
que se sitúa en la