El documento describe el diseño de una central de ciclo combinado de 735 MW usando el programa GT Pro. Explica que GT Pro realiza un balance térmico de la planta y calcula flujos y diseños preliminares basados en entradas termodinámicas, técnicas, geométricas y económicas. Luego, detalla las especificaciones de diseño de la central, incluyendo su configuración, combustible, ubicación y condiciones ambientales promedio de la zona. Finalmente, anticipa los pasos que seguirá en GT Pro para diseñar la

1. CAPÍTULO 4: DISEÑO DE UNA CENTRAL DE CICLO COMBINADO
UTILIZANDO LA HERRAMIENTA “GT PRO”
4.1 INTRODUCCIÓN
En este capitulo vamos a realizar la primera parte práctica del proyecto: el diseño de una
central térmica dadas unas condiciones de operación. Para ello utilizaremos un
programa de la compañía Thermoflow: GT Pro.
GT Pro es un programa de diseño para plantas de ciclos combinados y cogenracion.
Basado en entradas de tipo termodinámicas, técnicas, geométricas y económicas este
programa realiza el balance térmico de la planta, calcula los flujos másicos, hace los
diseños preliminares de las instalaciones de la planta y muestra un análisis financiero de
la realización del proyecto.
Para facilitar el diseño de la planta, el programa da valores iniciales tanto a las entradas
termodinámicas como a las de tipo técnico. Sin embargo estas entradas no serán las
óptimas para la instalación que estamos diseñando, así que tendremos que adaptar
dichas entradas a los requisitos de nuestra instalación.
Un inconveniente que presenta el programa, es que la simulación fuera de diseño de la
planta no puede ser realizada. Esto es así ya que existe otra herramienta para simular
plantas diseñadas en GT Pro: GT Master. No disponemos de la licencia de este
programa pero tampoco no ha sido necesario por dos cosas: en primer lugar puesto que
como se comentará más adelante en las especificaciones de la planta, esta será una
central de carga base y ya que GT Pro hace los cálculos al 100% de la carga podremos
simularla tantas veces como queramos; y en segundo lugar GT Pro presenta una opción
por el cual podemos simular el ciclo al 100% de la carga incluyendo diversas opciones
de degradación de las instalaciones.

2. Por lo tanto en este capítulo, presentaremos lo siguiente:
Especificaciones de la planta elegidas para el estudio.
Desarrollo, por pasos, del diseño de la planta, explicando las opciones que presenta
GT Pro y justificando las seleccionadas.
Presentación de los resultados del diseño.
Efecto de las condiciones ambientales sobre el diseño de la planta.
Y por último, conclusiones a los resultados y al efecto de las condiciones
ambientales.
Adelantar que las conclusiones darán lugar a que en el siguiente capitulo mejoremos el
diseño mediante la introducción de un sistema de enfriamiento del aire de entrada a la
turbina.
4.2 ESPECIFICACIONES DE DISEÑO
Las especificaciones de diseño son:
Central de ciclo combinado de potencia neta aproximada 735 MW, bajo condiciones
I.S.O. (15 ºC, 60 % de humedad relativa y 1.013 bar de condiciones ambientes) en
configuración 2+1 (dos turbinas de gas y una turbina de vapor).
Ciclo de gas simple.
Caldera de recuperación con 3 niveles de presión.
Ciclo de vapor simple con recalentamiento intermedio acoplado a la presión
intermedia.
Como combustible se utilizara metano (PCI = 50046.71 kJ/kg).
La condensación del ciclo será con agua de río, utilizando para ello un condensador
de lazo abierto.
La localización de la planta será en los alrededores de la ciudad de Sevilla (España).
Por lo tanto necesitaremos para ello las condiciones ambientales del sitio. Para ello
acudimos al Instituto Nacional de Estadística [8] y recabamos la condiciones ambientes
temperatura y humedad anuales (no aparecía la variación de la presión anualmente,
aunque es sabido que dicha variación no es tan brusca como la que presentan

3. temperatura y humedad) desde el año 1997 hasta el año 2003 promediados
mensualmente (son los datos que aparecían como oficiales). Con estos datos hicimos un
año de funcionamiento medio, promediando para cada mes los resultados de cada año.
A continuación presentamos las condiciones ambientales:
Temperatura ambiente media mensual (ºC):
--Mes Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
--
Año--
12.1 15 18.2 20.2 20.8 23.5 26.4 27.2 25.8 21.8 15.8 12.2
1997
1998 11.6 14.6 17.2 16.4 20.0 25.4 28.5 28.4 24.8 19.6 15.8 10.7
1999 10.4 11.4 15.6 19.2 22.3 26.2 28.2 27.8 24.2 20.4 13.7 12.2
2000 10.1 15 16.6 15.9 21.6 26.5 28.0 28.3 25.4 19.7 14.4 12.6
2001 12.1 13.6 16.8 19.0 20.9 27.0 26.6 28.2 24.7 21.3 13.8 11.5
2002 12.4 13.4 16.3 17.8 20.8 25.6 27.7 26.4 23.4 20.7 15.4 14
2003 10.7 11.6 16.4 17.3 23.2 26.9 28.6 29.9 25.7 19.8 15.6 11.9
Año 11.34 13.5 16.7 17.97 21.37 25.87 27.91 28.03 24.84 20.47 14.93 12.16
Medio
Humedades relativas medias mensuales (%):
--Mes Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
--
Año--
81 64 42 51 52 50 48 53 56 65 79 83
1997
1998 79 70 50 58 63 51 50 53 67 57 64 60
1999 68 55 61 44 52 41 45 50 56 71 63 76
2000 68 57 54 68 61 40 42 50 51 59 73 82
2001 82 67 71 47 54 39 46 48 60 68 70 73

4. 2002 66 64 57 45 46 44 52 63 66 74 81 61
2003 71 71 64 61 44 49 40 41 48 72 74 76
Año 73.57 64.0 57.0 44.71 46.8 44.86 46.14 51.14 57.71 66.57 72.0 73.0
Medio
Temperaturas máximas mensuales:
--Mes Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
--
Año--
20.6 27.6 29.5 35.4 32.7 34.8 39 39.7 37.5 32.7 24.0 23.2
1997
1998 19.6 22.6 28.8 31.6 31.5 39.0 41.2 41.2 37.4 31.7 26.0 24.5
1999 21.0 24.6 27.0 32.2 39.1 40.8 41.2 40 36.2 30.7 25.2 22
2000 19.4 25.2 29.0 26.0 36.8 38.4 40.6 41.8 39.6 33.5 24.4 20.5
2001 18.8 24.0 28.6 30.6 37.0 39.6 39.5 40.5 36.0 32.0 28.0 21
2002 21.2 23.4 30.5 33.8 35.0 38.2 40.3 38.7 34.0 31.5 27 21
2003 21.2 20.5 29.5 28.0 36.0 40 44.1 45.2 37.5 29.5 24.4 20.3
Máximo 21.2 27.6 30.5 35.4 39.1 40.8 41.8 45.2 39.6 33.5 28.0 24.5
histórico
Temperaturas mínimas mensuales:
--Mes Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
--
Año--
3.4 6.2 7.5 9.8 9.6 12.8 15.3 16.4 16 9.8 6.6 4.4
1997
1998 0.3 5.7 4.6 5.3 9.7 13.6 16.6 16.5 15.4 9.5 3.0 0.6
1999 1.5 0.0 4.4 7.5 11.0 14.6 18.0 18.2 13.3 12.4 1.8 3.5
2000 0.3 3.6 5.5 6.6 11.5 12.7 16.3 16.0 12.7 9.5 5.6 3.1
2001 3.6 5.6 8.8 8.5 7.5 15.7 15.0 16.2 14.8 12.6 2.3 2.1

5. 2002 3.0 4.4 6.0 7.1 8.7 13.8 17.6 15.8 15.3 9.6 5.6 2.2
2003 1.0 1.5 7.2 8.3 11.7 16.5 17.5 16.6 16.3 8.4 6.0 4.0
Mínima 0.3 0.0 4.4 5.3 7.5 12.7 15.0 15.8 12.7 8.4 1.8 0.6
histórica
Estos datos nos servirán para hacer un análisis paramétrico de la central para ver como
responde ante los cambios de las condiciones ambientales.
Además de estos datos, básicos para la realización de la planta, surgirán otros que serán
decisiones que tomaremos a medida que vayamos haciendo el diseño.
4.3 DISEÑO DE LA PLANTA DE CICLO COMBINADO
4.3.1 Introducción
A continuación vamos a mostrar las secciones que vamos ir siguiendo en el programa
ya que ese será el orden seguido durante la realización del diseño. Comentar que esas
secciones, que a continuación detallo, no tienen que seguir un orden prestablecido
aunque sería recomendable. También es posible regresar a cada sección para modificar
entradas para ver los efectos que estas tienen sobre la planta.
A lo largo de las secciones que se compone el programa, podemos encontrar alrededor
de 1600 entradas de datos. Afortunadamente, el programa inicializa automáticamente
todos estos datos que tenemos que suministrar de una manera razonable, por lo tanto
cualquier usuario de nivel medio no necesita editar todas las entradas; aunque si lo que
se esta es buscando un diseño fino que trabaje en condiciones optimas, la fijación de
estas entradas debe estar adecuadamente justificada. Por otra parte decir que la cantidad
de entradas existentes es tan grande debido a que el programa hace un calculo de todas
las instalaciones y por tanto para que el balance térmico cuadre no serán necesarios
especificar tantos datos al programa ya que puede que lo que se este buscando sean solo
datos meramente termodinámicos.

6. Así que teniendo claro los datos iniciales, pasamos a lo que es el diseño en si de la
planta, para lo cual previamente en las opciones, fijamos dos para la realización de todo
el diseño:
Para la entrada de datos y los resultados fijamos las unidades en kg/s, ºC y bar para
flujos másicos, temperaturas y presiones respectivamente.
La unidad monetaria la fijamos en el dólar estadounidense ($), ya que los datos de
costes que proporciona el programa están en dólares del año 2004. Posteriormente
podría elegirse un tipo de cambio, pero a la hora de hacer la comparativa entre
tecnologías no es un factor relevante .
Una vez que hemos fijado las opciones anteriores, iremos recorriendo las distintas
secciones del programa: estas son:
New sesion (nueva sesión): Este es la primera sección que nos encontramos. En esta
se selecciona el método que se utilizara de diseño a elegir entre el clásico y el moderno,
se dan los primeros datos que reflejan el perfil general de la planta y se selecciona el
método de optimización que va seguir el programa, para coste mínimo o para máximo
rendimiento.
Start design (Inicio del diseño): En la segunda sección, fijamos el tipo de ciclo de
vapor que va a tener la planta asi como el numero de presiones que va tener la CRC.
Plant criteria (Condiciones de la planta): aquí vamos a dar al programa los datos
referentes a la ubicación de la planta, tales como las condiciones ambientales,
disponibilidad de agua, tipo de sistema de condensación que dispondrá la planta y datos
referentes a asunciones que tomaremos como datos para el diseño de sistemas en la
planta.
GT selection (Selección de la turbina de gas): En la cuarta sección pasaremos a
seleccionar la turbina de gas que vamos a utilizar, para cual dispondremos de los datos
que los fabricantes dan de las mismas. El programa tiene implementado modelos muy
diversos de una gran cantidad de turbinas pertenecientes a varias empresas, en un
amplio rango de potencias; Aun así, podemos hacer nuestro propio modelo de turbina
con los datos básicos para que esta sea tratada como una caja negra.
GT inputs (Entrada de datos de la turbina de gas): Este es una las secciones con más
entrada de datos; sin embargo, la implementación de un modelo por parte del programa,

7. nos inicializa los datos básicos de la turbina. Además de los datos referentes a la turbina
disponemos de los datos para implementar todos los sistemas referentes a la turbina de
gas y diversas opciones de simulación.
ST-HRSG (Turbina de vapor – caldera de recuperación): En esta sección se
establecen las condiciones del vapor para cada nivel de presión, así como las
condiciones para cada proceso de vapor si estos existen, ya que el programa permite
también el diseño de centrales de cogeneración.
HRSG inputs (Entrada de datos de la caldera de recuperación de calor): En la
séptima sección se dan los datos termodinámicos y geométricos referentes a la CRC,
tales como los datos técnicos, los referentes a las emisiones y los destinados a la
transmisión de calor.
Water circuits (circuitos de agua): Aquí podemos definir todo referente a la
instalación hidráulica de la planta, tanto lo referente a la parte de la caldera de
recuperación, con todas las opciones de conexiones disponibles, condiciones del
desgasificador, instalaciones de cogeneración y los datos referentes a las bombas, entre
otros datos referentes al agua que circula por la central.
HRSG layout (Disposición de elementos de la caldera de recuperación): La octava
sección nos permite redistribuir los intercambiadores de calor que se encuentran la CRC
y que el programa inicialmente ha situado. Es una sección que requiere experiencia en
el diseño de CRC, puesto que al tratarse de un programa de optimización, este
distribuye los intercambiadores a partir del criterio de optimización elegido y quitarlo
modifica los pasos seguidos por el criterio.
Cooling system (Sistema de condensación): La décima sección nos permite dar todos
datos referentes al sistema de condensación.
ST inputs (Entrada de datos de la turbina de vapor): Aquí aparecen todos los datos
referentes a la turbina de vapor, que nos permiten definir las purgas de la turbina y
situación de las extracciones que hayamos implementado. También aparecen diversas
opciones de simulación y con respecto al sistema de calculo de la turbina de vapor.
Economics (Entrada de datos de tipo económico): En la ultima sección aparecen los
datos referentes a los costes de operación de la planta, los cuales facilitaran tras los
cálculos un informe financiero del diseño de la planta.
Por ultimo decir que el programa GT Pro dispone de dos módulos adicionales, de los
cuales no disponemos licencia, que hacen mas versátil al programa. Estos son:

8. PEACE (Estimador de la ingeniería y construcción de la planta): Este modulo
complementa a GT Pro en los que se refiere a planos de la planta y cuantificación
detalla de los costes de la planta.
GT Master: Con este modulo podemos exportar el diseño de nuestra planta y
someterlo a simulaciones en condiciones fuera de diseño. Nuestro diseño, al ser el de
una planta que trabaja a carga constante (100%) podemos simularlo con nuestro
programa.
Una vez explicado en que consiste el programa vamos a ir recorriendo cada seccion
explicando como hemos realizado el diseño nosotros.
4.3.2 New session
La pantalla de esta sección es:

9. Como podemos ver en esta pantalla, la elecciones iniciales que hemos hecho son:
Setup wizard & start visual desing: Esta elección es la habitual ya que en anteriores
versiones del programa el método era mas intuitivo y menos gráfico y se da como
opción para los diseñadores de anteriores versiones.
Approximate plant output: Aquí fijamos que la potencia de la salida de la planta se va
situar por encima de los 200 MW (estamos diseñando una planta de 735 MW netos).
Esto se hace para que el programa tenga una idea la magnitud del diseño.
General plant configuration: Es donde fijamos la configuración de la planta, que para
nuestra elección es la formada por una turbina de gas, CRC y ciclo de vapor de
condensación y recalentamiento intermedio.
El criterio de diseño es para coste mínimo.
Elegimos como combustible el metano.
Como se puede ver en la pantalla podemos incluir dos opciones mas como la incluir un
ciclo con gasificación de carbón o la implementación en la planta de un sistema de
desalinización de agua, opciones desechadas.
4.3.3 Start Desing
La pantalla principal de esta sección es:

10. Como se puede comprobar en la imagen, aquí fijamos la configuración del ciclo de
vapor, para lo cual hemos elegido las siguientes opciones:
El número de niveles de presión que tiene la CRC serán tres.
El nivel de presión de baja alimenta exclusivamente al desgasificador. De esta forma
conseguimos que el desgasificador tenga un aporte continuo de vapor para el resto de
presiones.
El recalentamiento lo acoplamos al nivel de presión intermedia.
En la pantalla ilustrada se puede ver la configuración que llevan los flujos de vapor con
respecto a la turbina.
4.3.4 Plant criteria
Al entrar en esta sección nos encontramos con lo siguiente:

11. En esta sección aparecen varias sub-secciones, de las cuales la mas importante es las
referentes al lugar donde se situará la planta (Site). En dicha subsección imponemos los
siguientes datos de diseño:
Las condiciones ambientales las fijamos en condiciones ISO de diseño que son 15 ºC
de temperatura ambiente, 1.013 bar de presión ambiental y 60 % de humedad relativa,
que es lo mismo que decir 10.83 ºC de temperatura de bulbo húmedo ambiental.
Para el sistema de condensación elegimos un lazo abierto de refrigeración por agua,
tomada de una fuente a 15 ºC con un incremento máximo del agua permitido de 10 ºC.
La frecuencia eléctrica de la planta la fijamos en 50 Hz.
En cuanto a si vamos a tener un sistema de cogeneración (DH, district heating) la
opción ha sido desestimada, al estar diseñando una planta de potencia exclusivamente.
Por ultimo, en entramos en la subsección de perdidas de carga y energéticas en los
conductos de vapor (Main steam pipping losses). Aquí lo hicimos fue estimar las
perdidas en los siguientes valores:
Perdidas de presión: 3%.

12. Perdidas de calor (entalpía): 2.5 kJ/kg.
Con estos datos nos acercamos más a realidad y programa puede hacer un diseño inicial
del sistema de conductos de vapor para que las iteraciones de la resolución calculen las
reales.
4.3.5 GT selection
Como se comento en la introducción de este apartado, en esta sección es donde se elige
la turbina de gas que se va utilizar en el ciclo.

13. Para ello disponemos de una base de datos de turbinas de gas de varios fabricantes los
cuales muestran datos que nos facilitaran la elección de la turbina de gas que
utilizaremos en el problema. Esos datos están tabulados para condiciones ISO
nominales que son:
Motor nuevo y limpio.
Combustible metano (CH4) y suministrado a 25 ºC.
Condiciones ambientales de 15 ºC, 60% de humedad relativa y al nivel del mar.
Sin perdidas de presión en la entrada ni en la salida.
Los datos que podemos encontrar son:
ID: Numero de identificación interno para el programa.
Model: Aquí aparece el nombre del constructor y el numero del modelo.
Shafts: Numero de ejes que tiene el motor.
RPM: Número de revoluciones a las que trabaja el motor.
PR: Relación entre la presión máxima y ambiental.
TIT: Temperatura de remanso a la entrada del primer rotor de la temperatura.
TET: Temperatura del escape.

14. Mair: Caudal másico de aire.
Kwe: Potencia en bornas de un generador eléctrico acoplado a la turbina.
H.R.: Tasa de consumo de calor de la turbina, basado en el PCI del combustible.
% LHV: rendimiento del ciclo de gas basado en la potencia en bornes del generador y
en el PCI del combustible.
MM$: Precio del motor en millones $.
Como la configuración que queríamos era una de dos turbinas de gas y una turbina de
vapor y no íbamos a tener combustión suplementaria, era esperable que
aproximadamente la potencia total de la planta se distribuyera equitativamente entre las
turbinas, por lo tanto buscábamos un motor de una potencia estimada en 245 MW
aproximadamente. Como el programa ordena por potencias y por fabricantes, al
solicitarle una clasificación previa, nos mostró la que aparece en pantalla. A raíz de
probar las distintas turbinas que aparecen en la lista nos quedamos con una General
Electric, concretamente la GE 9351 FA, que en la configuración 2+1 nos permitía tener
una planta de 738.841 MW netos. Las características de esta turbina son:
ID Model Shafts RPM PR TIT TET Mair Kwe H.R. % LHV MM$
(ºC) (ºC) (kg/s) (kJ/kWh)
111 GE 9351 FA 1 3000 15.8 1327 549 628 259670 9643 37.3 39
4.3.6 GT inputs
Este es uno de los apartados mas importantes del programa ya que en el es donde
configuramos el ciclo de gas.

15. La pantalla principal de esta sección es:
Entre las opciones que podemos modificar en esta sección tenemos:
De nuevo podemos fijar la selección de combustible y configurar la procedencia del
mismo. Lo normal es que venga de una estación de regulación y medida (ERM) a
presión controlada; para nuestro diseño esa presión es de 10 bar. Además necesitamos
un compresor para llevar el combustible a la cámara de combustión, el cual tiene que
impulsar el combustible hasta la presión que requiera la turbina.
Podemos ver que antes de entrar a la entrada del compresor aparecen los procesos de
tratamiento del aire de entrada a la turbina como son: calentamiento, enfriamiento
eléctrico, enfriamiento evaporativo y fogging (que incluye la compresión húmeda).
Estos pueden activarse desde otra subsección, Inlet heating and cooling, donde

16. aparecerán otra pantallas para configurar sus características. Por ejemplo para el
enfriador eléctrico es:
La planta que inicialmente estamos diseñando no dispone de ningún sistema de
enfriamiento de entrada del aire de la turbina, así que no tendremos que dar ningún
datos referentes a ellos. La implantación de sistemas de enfriamiento la analizaremos en
el siguiente capítulo.
Como se puede comprobar en la pantalla, se puede contar con sistemas de inyección
de agua y vapor en la turbina pero esas opciones las descartamos.
También podemos encontrar el resumen de las perdidas de carga asociadas a los
sistemas tanto a la entrada como a la salida. La CRC tendrá una perdida de carga según
la configuración que escojamos.
Si nos movemos por las demás pestañas, encontramos una referente a ajustes del
modelo (Model adjustment).

17. Como se puede comprobar en la pantalla, los ajustes modifican el estado de la turbina.
De esta forma podríamos simular el envejecimiento de la misma con el uso. Sin
embargo al estar diseñando una ciclo nuevo ponemos los datos que reflejen una turbina
de gas nueva.
4.3.7 ST-HRSG

18. En esta sección, definimos los parámetros de temperatura y presión referentes a los
niveles de presión que tenemos en el ciclo de vapor, básicamente damos los datos para
configurar el ciclo de vapor a su paso por la CRC.
Las datos que aquí suministramos son:
Elegimos que la generación de vapor esté gobernada por los pinch points de la
caldera. Esto es así por que es la opción recomendada para ciclos de condensación y nos
producirá el vapor necesario para cumplir nuestras necesidades.
Los parámetros del vapor vivo (nivel de presión de alta) los fijamos en: 124 bar y
563ºC.
A la salida del cuerpo de alta conectamos el recalentamiento con la presión intermedia
teniendo unos valores finales a la entrada de la turbina de: 27.6 bar y 563ºC.
El nivel de presión de baja esta fijado en 1.5 bar, que es la presión a la que trabaja el
desgasificador.
Podíamos haber metido extracciones para procesos pero no queremos tener
cogeneración en la planta, así que esa opción queda descartada.

19. 4.5.8 HRSG inputs
Junto con la sección GT inputs, es la otra sección importante del programa. En ella
definimos lo que es todo los datos térmicos, técnicos y geométricos que involucran a la
caldera de recuperación. La pantalla principal es:
Los datos son los siguientes:
Como pinch points y aproach points iniciales asignamos los valores de 20 ºC y 5 ºC
respectivamente para los niveles de presión intermedio alto. Para el nivel de baja lo
dejamos en 10 ºC el pinch point.
Tenemos que dar un valor al caudal de purga de cada nivel de presión (blowdown).
Este lo fijamos en 1% del flujo que pase.

20. La caldera la colocaremos en posición horizontal y el criterio elegido para su diseño
será para que las perdidas de carga no sobrepasen el valor establecido de máxima
perdida de carga a través de esta, fijada en 30 mbar.
La temperatura de la chimenea esta fijada en 90 ºC. A pesar de que no utilizamos un
combustible con contenido en azufre, fijamos una aproximación máxima al punto de
rocío del ácido sulfúrico en 10 ºC, por si en algún momento de su operación hubiera
que cambiarse a otro combustible, como por ejemplo gas natural, y pudiera darse la
posibilidad de que entrara azufre en la turbina. El hecho de cambiar de combustible es
tan sencillo como seleccionarlo de una lista, donde aparecen todas las características de
los combustibles. Esta lista esta disponible tanto en GT inputs como en esta
subsección, por si se desea que el combustible usado en combustión suplementaria (que
en nuestro diseño no estamos usando), sea diferente del de la turbina. La pantalla de
elección de combustible es:
En la pantalla podemos ver la gran cantidad de combustible que dispone el programa,
tanto gaseoso, liquido o sólido (para gasificación).
La otra subsección importante, es la de datos termodinámicos de la caldera
(thermodynamic desing assumptions), donde se asumen valores que el programa tendrá

21. como base de calculo para el diseño de la caldera. La pantalla de introducción de estos
valores es:
Básicamente, lo que hicimos en esta subsección fue fijar la circulación del agua de la
caldera en circulación natural (por eso la hemos puesto en horizontal). Además aquí
fijamos todas las perdidas de carga que se producen en los conductos de la caldera, las
cuales son necesarias para hacer los calculo de instalaciones iniciales. Decir que para
mejor compresión de lo que se esta haciendo, GT Pro muestra una pantalla en la esquina
del monitor donde se explica gráficamente en que consiste lo que se esta modificando.

22. 4.3.9 Water circuits
Esta es la sección donde se modifica todo lo relativo a los circuitos hidráulicos de la
planta. Un esquema de los mismos se muestra a continuación:
Las modificaciones en los circuitos de agua son:
Introducimos un economizador de baja temperatura (Low temperature economizer,
LTE). Este nos servirá para precalentar el condensado que entra al desgasificador y para
fijar la temperatura de la chimenea. También, al ser el punto del ciclo de vapor con mas
baja temperatura, se pondrá a la entrada del LTE la entrada del agua de reposición
(makeup water).
Los niveles de presión se distribuyen de la siguiente forma: El nivel de presión
intermedio esta seguido del nivel de alta (configuración en serie). El nivel de baja
circula en paralelo con los dos niveles anteriores. Aunque recordar que el nivel de baja

23. solo circula para proporcionar vapor al desgasificador, por lo tanto será esperable que su
flujo másico sea muy pequeño en comparación al de los otros niveles de presión como
posteriormente podremos comprobar.
En la parte derecha de la pantalla aparece un cuadradito que puede señalarse (Allow
pegging). Éste activa la existencia de una fuente interna o externa de la planta que
permita mantener al desgasificador en los valores fijados. En nuestro caso no será
necesario ya que hemos destinado todo el nivel de baja mantener el desgasificador en
los niveles deseados.
Por ultimo decir que podemos hacer modificaciones en lo que se refiere a las bombas
que vayan ser utilizadas en la instalación, para lo cual existe una subsección que nos
ayuda a modificarlas. En este caso, hemos decidido que la selección óptima de bombas
la haga el programa.
4.3.10 HRSG layout
Esta fue la única sección del programa que no modificamos, puesto que aquí se pueden
recolocar las posiciones de los intercambiadores dentro de la caldera de recuperación,
que previamente han sido recolocados por el programa en el proceso de optimización.
Como se puede comprobar en la pantalla mostrada, la caldera de recuperación esta
divida en cuadrículas, correspondientes a intersecciones entre zonas y caminos (paths
and zones). Podemos pinchar con el ratón en un intercambiador y moverlo a otra

24. posición. El peligro se encuentra en que también tendríamos que modificar las
temperaturas de entrada y salida de los intercambiadores, lo cual nos podría llevar a un
fallo que GT Pro resolvería remodificando nuestro diseño.
4.3.11 Cooling system
Esta es la sección donde modificamos todo lo relacionado con el sistema de
condensación. Recordar que ya al principio del diseño se eligió un sistema de
condensación de por lazo abierto. Esquemáticamente se puede ver en la pantalla
principal de esta sección:
Las opciones que aquí se modifican son:

25. La presión de condensación la fijamos en 0.0689 bar, siendo por tanto la temperatura
de saturación 38.74 ºC.
El agua de refrigeración la calentamos hasta el máximo incremento permitido que es
10 ºC. Por lo tanto, el agua sale del condensador a 25 ºC, al tener el reservorio de agua
externa 15 ºC.
El aproach point fijado se encuentra en 13.74 ºC, valor que nos recomendaba el GT
Pro.
Por ultimo decir, que al igual que con los circuitos de agua, podemos modificar las
características de las bombas que se van a utilizar en el sistema de condensación.
4.3.12 ST inputs
Es aquí donde termina el diseño termodinámico y técnico del ciclo (si no lleva ninguna
de modificación de tipo gasificación o desalinización). La pantalla principal que nos
encontramos es:
Como se pude comprobar en la pantalla, las definiciones de las entradas y salidas de la
turbina de vapor ya vienen definidas de apartados anteriores. Por lo tanto aquí solo nos

26. centraremos en hacer un ajuste termodinámico del modelo en el apartado
thermodynamic desing assumption, que son las que están marcadas en la pantalla. Las
impuestas por mi fueron:
Expansión por escalonamiento de relación 1.35.
Caídas de presión en la válvula de seguridad fijadas en un 2%.
Además podemos ver las modificaciones que se le hace a la caldera en lo que se refiere
a carcasa, fugas y su generador asociado.
4.5.13 Economics
Ya que queremos también un análisis financiero del proyecto, necesitamos la
introducción de diversos factores de tipo económico. La pantalla en la cual podemos
modificarlo es:
Todos lo valores ahí mostrados se introducen para tener el análisis económico, tanto de
la inversión, como de la economía a lo largo de los años de operación de la planta.

27. Concretamente nosotros hemos diseñado la planta para que empiece a funcionar en
2006 y se mantenga en funcionamiento hasta el 2006, con una media anual de horas de
funcionamiento, a grado de carga del 100%, de 8100 horas. Además dejamos los
valores de los precios de electricidad, calor y combustible que por defecto trae el
programa, los cuales con el paso del tiempo irán aumentando con la tasa de inflación
anual, la cual esta fijada en un 4.5%. Estos valores que hemos tomado se consideran
trasladables al mercado eléctrico español.
4.4 RESULTADOS
4.4.1 Introducción
A continuación mostraremos los resultados térmicos y económicos que hemos obtenido
tras hacer el balance térmico a la planta que hemos diseñado. Tras haber realizado una
serie de iteraciones para ajustar convenientemente los resultados, éstos estarán divididos
en las siguientes partes:
Resultados de la planta.
Resultados del ciclo de gas.
Resultados de la caldera de recuperación.
Resultados del ciclo de vapor.
Resultados económicos del diseño.
Seguidamente pasaremos a simular la planta, para ver cual es su respuesta al cambio de
las condiciones ambientales. El proceso será el siguiente:
Respuesta de la planta al cambio de temperatura, humedad relativa y presión
ambiente.
Respuesta de planta a lo largo de un año medio.
4.4.2 Resultados de la planta
La planta de producción de potencia eléctrica que hemos diseñado es un ciclo
combinado, de tres niveles de presión y un recalentamiento intermedio acoplado al nivel

28. intermedio de presión, que integra dos turbinas de gas, modelo GE 9351 FA (modelo
111 en el GT Pro), una turbina de vapor (modelo 7.3 de GT Pro) y un caldera de
recuperación horizontal. Las condiciones para cuales ha sido diseñada han sido las
condiciones ISO, en cuanto a condiciones ambientales se refiere, de: 15 ºC de
temperatura seca ambiental, 60 % de humedad relativa ambiental y 1.013 mbar de
presión ambiental. El combustible suministrado el metano, tomado a 25 º y 10 bar de
presión. Para la condensación del ciclo de vapor se utiliza agua 15 ºC. Se estima en 20
años el tiempo de operación. Los esquemas de la planta son:

29. En este esquema podemos ver las condiciones operativas de las principales corrientes de
la planta, así como el balance de potencias, de manera que a primera vista tengamos un
análisis de la planta.
Si nos queremos mas centrar en lo que es el análisis punto a punto de la planta, en la
siguiente pantalla se puede analizar cuales son los valores termodinámicos de las
corrientes, así como los balance térmicos:
Esta nueva imagen, mas detallada que la anterior, nos principalmente, las distribución
de intercambiadores en la caldera de recuperación, así como las condiciones térmicas,

30. en cada uno de los puntos de esta. Aparece también el condensador, con sus condiciones
operativas, cuya salida (FW) va a parar al economizador de baja temperatura (LTE), el
cual lleva el condensado precalentado al desgasificador, del cual podemos también ver
sus condiciones operativas. Por ultimo mencionar de esta imagen, que también podemos
ver el aporte de combustible a la planta a través del compresor que lleva el combustible
hasta las cámaras de combustión de las turbinas de gas (que a pesar de aparecer una
sola, realmente hay dos).
Resumiendo, los resultados de la planta son los siguientes:
Potencia bruta de las turbinas de gas: 507.035 MW.
Potencia bruta de la turbina de vapor: 253.176 MW.
Potencia bruta de la planta: 760.205 MW.
Potencia neta de la planta: 738.841 MW.
Tasa de consumo de calor bruta de las turbinas de gas: 9769 kJ/kW·h.
Tasa de consumo de calor bruta de la planta: 6516 kJ/kW·h.
Tasa de consumo de calor neta de la planta: 6704 kJ/kW·h.
Rendimiento neto de la planta, basado en el PCI del combustible: 53.70 %.
Consumo de auxiliares: 17563 kW.
Perdidas en transformadores: 3801 kW.
Perdidas totales por auxiliares y transformadores: 21364 kW.
Coste total del proyecto: 227161 k$ (307.5 $ / kW neto). Este valor tiene en cuenta
los costes de operación y de inversión
4.4.3 Resultados del ciclo de gas
Nuestras turbinas de gas se encuentran funcionando al 100% de su capacidad. Las
características de la misma bajo las condiciones de diseño son:
ID Modelo Ejes RPM Relación TIT TET Mair kWe Consumo ηcg Coste
de (ºC) (ºC) (kg/s) de calor % PCI (M$)
expansión (kJ/kWh) bruto
111 GE 9351 FA 1 3000 15.8 1326 605 642 253518 9769 36.85 39

31. Al ciclo de gas se le hace un aporte energético (por turbina de gas), desglosado, como
sigue:
Calor sensible del aire de entrada: 9758 kW.
Calor latente del aire de entrada: 10131 kW.
Energía del combustible: 768216 kW, siendo la relación entre la energía aportada a
PCS y la energía aportada a PCI 1.1096.
Energía total de entrada: 788105 kW.
Del ciclo sale una energía (por turbina de gas), desglosada, como sigue:
Potencia eléctrica neta: 253518 kW.
Potencia consumida por el compresor: 243021 kW.
Calor sensible del escape: 439247 kW.
Calor latente del escape: 87363 kW.
Perdidas mecánicas: 1590 kW (Rendimiento mecánico del 99.39 %).
Perdidas de alternadores: 3599 kW (Rendimiento del generador del 98.6%).
Perdidas de auxiliares: 2070 kW.
Energía total de salida: 787387 kW.
El error producido por el programa en los ajustes ha sido del 0.0912 %.
Finalmente aportar que:
El compresor de combustible consume 3153 kWe, para suministrar al ciclo el
combustible a 89.9 ºC y a una presión de 26.42 bar.
Perdidas de carga a las entradas de las turbinas de gas 10 mbar.
Perdidas de carga a las salidas de las turbinas de gas: 35 mbar (tenemos una caldera
de recuperación a la salida).

32. 4.4.4 Resultados de la caldera de recuperación
El programa ha calculado que debemos utilizar una caldera de recuperación por cada
grupo de turbina de gas, es decir que disponemos de dos calderas de recuperación. Estas
se encuentran funcionando con un rendimiento térmico del 77.42 %.
El diagrama T - %Q de las calderas son:

33. El resto de resultados de las calderas de recuperación son:
Los pinch points y aproach points, se mantienen tal y como se preestablecieron (20ºC
y 5ºC respectivamente), a excepción del pinch point del nivel de presión intermedia que
tuvo que ser subido durante las iteraciones hasta 67.4 ºC.
Las perdidas de carga a lo largo de la caldera de recuperación son de 30 mbar. Éstas
son debidas a la disposición de tubos e intercambiadores. Esta disponible el inventario
de instalaciones que se utilizan en la caldera y se muestran en una pantalla como esta:

34. Resumiendo las instalaciones principales por CRC utilizada:
X Equipo Recalentadores
X Economizadores Evaporadores y Total
Magnitud X Evaporadores
Q (kW) 102432 121639 107993 332063
U·A (kW/K) 2189 2312 1380 5881
A (m2) 45937 53137 37875 136869
Coste (k$) 2603 3014 3431 9048
El área frontal de caldera es de 165.3 m2. La longitud de cada una es de 18.23 m y el
ancho 9.07 m.
El flujo de gases en la caldera es de 3.965 kg/s·m2. La composición de los gases que
circula en tanto por ciento molar es de un 74.42% de nitrógeno, un 12.55% de oxigeno,
un 3.739% de dióxido de carbono, un 9.393% de agua y un 0.8963% de argón. Decir
que GT Pro supone que la combustión es completa y todo el carbono se oxida a dióxido
de carbono. Algunas turbinas disponen de un modelo de combustión que permite
reflejar la combustión real con muy buena aproximación; en el caso de nuestra turbina
no es posible reflejar tal proceso.
Las bombas que se utilizan en la caldera de recuperación tienen los siguientes
consumos: 4751 kWe en el nivel de presión de alta, 1447 kWe en el nivel de presión
intermedia y el condensado llega al primer nivel de presión con una bomba de consumo
149.6 kWe.

35. 4.4.5 Resultados del ciclo de vapor
Para el ciclo de vapor se ha utilizado una turbina de vapor, que el programa ha
clasificado internamente según el modelo tipo 7, subtipo 3. La turbina de vapor esta
divida en dos cuerpos: uno de alta presión y otra de intermedia. El esquema de los
cuerpos es el siguiente:

36. El nivel de presión de alta entra en el cuerpo de alta, en el cual el vapor se expande, y
luego pasa a mezclarse con la corriente de nivel de presiona intermedia, la cual se
recalienta y entra en el cuerpo de presión intermedia.
Podemos ver en el diagrama h-s la línea de expansión de vapora través de la turbina de
vapor:

37. Los otros resultados que el programa nos suministra del ciclo de vapor son:
Potencia bruta de la turbina de vapor: 253170 kW.
Rendimiento neto: 29.51%
La potencia de las bombas es de 6194 kW.
El consumo de auxiliares es de 1351 kW.
Tenemos un solo cuerpo de turbina de vapor dividido en dos grupos, ambos grupos
tienen 10 escalonamientos. La potencia bruta que desarrolla la turbina es de 257991
kW. Las perdidas mecánicas ascienden a 692 kW. Las perdidas en el alternador son
4129.5 kW. El consumo de auxiliares es de 1350.8 kW.
La condensación del vapor se produce a 0.0689 bar a la que corresponde una
temperatura de 38.74 ºC, para lo cual se ha utilizado un condensador de lazo abierto de
un solo paso. Al agua de refrigeración se le ha aplicado un coeficiente de limpieza del

38. 80 %, para lo cual ha resultado una superficie de intercambio de 6824 m2 y un
coeficiente U·A de 22241 kW/K.
4.4.6 Resultados económicos
Bajo las condiciones de diseño descritas, la planta ofrece el siguiente resumen de datos
económicos.
Energía anual exportada: 5985·106 kWh.
Energía importada para el funcionamiento de la planta (basada en PCI del
combustible): 40121·109 kJ.
Inversión total del proyecto: 227161 k$ (307.5 $/kW).
Inversión inicial: 68148 k$.
ROI: 40.71%.
VAN: 502660 k$.
Tasa de inflación anual usada: 4.5 %, idéntica para cada uno de los 20 años. Afecta a
los precios del combustible, electricidad y vapor. Los precios al principio y al final del
periodo de diseño se sitúan en 0.05 y 0.1154 $/kW·h, 3.791 y 8.750 $/GJ (basados en el
PCI), y 4.739 y 10.938 $/GJ para electricidad, combustible y vapor respectivamente.
Decir que estos precios son los que trae el programa por defecto, los cuales no
supondrán un inconveniente a la hora de hacer la comparativa entre las tecnologías de
enfriamiento.
4.4.7 Respuesta de la planta a cambio de temperatura, humedad relativa y presión
ambiental
Una vez que tenemos el diseño concluido, podemos simular nuestra planta en GT pro.
En este apartado hemos sometido a la planta a cambios de las condiciones ambientales
para ver cual es su respuesta en potencia neta, rendimientos de turbinas de gas (brutos) y
del ciclo de combinado (neto) y en el coste por kW de la inversión. Para ello, hemos
hecho un estudio paramétrico de cada magnitud ambiental, dejando las otras constantes
en valores ISO (15 ºC, 60 % y 1 bar de temperatura seca, humedad relativa y presión
respectivamente).

39. 4.4.7.1 Respuesta de la planta en función de la temperatura seca ambiente
Podemos observar en esta gráfica como la potencia neta de la planta decrece de una
manera aproximadamente lineal y con una pendiente aproximada de -3.406 MW/ºC, lo
cual supone unas perdidas de potencia neta para unas condiciones ambientales de
funcionamiento estándar (25 ºC y 1 atm) de 4.54 %.
Por lo tanto, tan solo a la vista de esta primera gráfica ya podemos ver como se hace
necesario la introducción de mejoras para que evitar esta caída de potencia.
Esta caída de temperatura no solo afecta a la potencia, sino también al rendimiento de
las turbinas de gas como podemos comprobar en la siguiente gráfica:

40. Podemos comprobar que el rendimiento de la turbina se ve fuertemente afectado a partir
de los 10ºC, donde empieza a caer exponencialmente. En la siguiente gráfica vemos el
rendimiento del ciclo combinado:

41. El rendimiento del ciclo combinado crece decido a que a medida que la temperatura
ambiente sube, la temperatura del escape de la turbina se hace mayor y por tanto se
produce más vapor. Sin embargo llega un momento en que la caída del rendimiento del
ciclo de gas es tan importante que hace que el rendimiento del ciclo combiando tenga un
valor máximo en torno a los 25 ºC.
Por último podemos ver en la siguiente el efecto de la temperatura sobre los costes, el
cual sigue una tendencia ascendente de forma exponencial:
En esta última gráfica podemos ver que no solo tenemos perdidas de potencia debido a
las condiciones ambientales, sino que los costes aumentan. Además ese aumento es
importante y por tanto una razón más para tratar de solventa el problema de las
condiciones ambientales.

42. 4.4.7.2 Respuesta de la planta en función de la humedad relativa ambiente
La humedad es un factor que influye de manera parecida a la temperatura pero en menor
medida, como podemos ver en las siguientes gráficas.

44. 4.4.7.3 Respuesta de la planta en función de la presión ambiental
Como podemos comprobar en las siguientes gráficas, la presión es una condición
ambiental que al igual que la temperatura, afecta considerablemente a la potencia y
rendimientos.
Sin embargo, lo normal es que una vez ubicada la planta, la presión no vaya oscilar
entre valores muy grandes, siendo por tanto la influencia de ésta mucho menor que la de
la temperatura.
A continuación mostramos las influencias que presenta las condiciones de presión
ambiental sobre los parámetros que estamos analizando:

46. 4.4.8 Respuesta de la planta a lo largo de un año a partir de datos medios
mensuales

47. En la gráfica anterior podemos ver como la potencia va a cambiar a lo largo de todo el
año. Los meses más críticos serán los de verano, donde se alcanzaran los menores
valores de potencia.
A la vista de la grafica, la potencia solo se encuentra por encima de su valor nominal
durante tres meses y medio al año, siendo además valores muy cercanos al valor
nominal de la potencia. Por lo tanto esto implica estar trabajando durante ocho meses y
medio al año en sobre carga, si no ponemos remedio a la caída de potencia.
En la siguiente gráfica podemos ver cual es el grado de carga con el que la planta
trabaja anualmente. Como se podrá comprobar, el grado de carga medio anual es
superior es de 102.2 %, lo cual implicaría estar casi todo el año trabajando bajo
condiciones de sobrecarga.

48. En las siguientes gráficas, podemos ver los rendimientos del ciclo combinado y del de
gas a lo largo de todo el año, Para el ciclo de gas, el peor mes es el de agosto, debido al
efecto de la temperatura, todo lo contrario para el rendimiento del el ciclo combinado.

49. Por último vemos los costes a lo largo del año:

50. 4.5 CONCLUSIONES
Una vez que habíamos realizado el diseño de la planta, en el cual perseguíamos
conseguir una potencia determinada para establecerla como punto de funcionamiento
para una central de carga base, pasamos a la simulación, la cual nos mostró unos
resultados mostraban la influencia que las condiciones ambientales iban a tener.
Es una realidad que el diseño de la planta es mejorable, tanto desde el punto
termodinámico como del económico. Sin embargo, mejoras en las distintas partes de la
planta no van a solventar las caídas de potencia que se producen debidas a las
condiciones ambientales.
Tampoco sería razonable, como se vio en el capítulo 3, cambiar el modelo de la turbina
y colocar otra de mayor potencia, ya que, por una parte es una realidad que durante los
meses de invierno la producción de potencia eléctrica crecería y si la función de nuestra
planta es trabajar a la carga predeterminada, tendríamos que estar mas tiempo
trabajando a carga parcial; y por otra parte no necesitamos una subida de potencia
extraordinaria y como sabemos para pequeñas potencias, el coste por MW adicional
seria muy caro.
Por ello vamos a pasar a comprobar la validez de la introducción de un sistema de
enfriamiento de la entrada del aire a la turbina de gas. Haremos una comparación de los
distintos sistemas y encontraremos el óptimo capaz de solucionar la caída de potencia
que acompaña al cambio de las condiciones ambientales.