utilizacionreac
DESCRIPTION
Tratamiento de AguasTRANSCRIPT
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR DE FÍSICA Y MATEMÁTICAS
Utilización del reactor IRIS como co-generador para
desalación de agua de mar
TESIS
QUE PARA OBTENER EL GRADO DE
MAESTRO EN CIENCIAS
(INGENIERÍA NUCLEAR)
PRESENTA:
SAMUEL VARGAS ESCAMILLA
DIRECTOR DE TESIS:
Dr. GUSTAVO ALONSO VARGAS
MÉXICO; D. F. 2009
i
Dedicatoria.
A mis Padres:
Ana María Escamilla y José A. Vargas, quienes con su coraje para enfrentar la
vida, me han dado el ejemplo y los valores, para ser una mejor persona día con
día, a ustedes les digo muchas gracias por todo su apoyo que me han dado.
A mis Hermanos:
Mahadma, Joel y Ana Delia, a quienes admiro por mantener nuestra hermandad
ante cualquier circunstancia.
A aquella persona, quien con su última frase que le escuche, cambio mi vida, a ti
F. E. M. donde estés, muchas gracias.
Al Arquitecto del Universo, quien siempre está en mi pensamiento.
ii
Agradecimientos.
Al Instituto Politécnico Nacional, en especial a la Escuela Superior de Física y
Matemáticas (ESFM), donde realicé mis estudios de licenciatura y maestría,
con los cuales me he forjado profesionalmente.
Con gran admiración y agradecimiento al Dr. Gustavo Alonso Vargas, por todo el
apoyo que me ha brindado incondicionalmente, durante mis estudios de
maestría, como en la dirección de esta tesis y en mi desarrollo profesional.
Al Dr. Javier C. Palacios, Gerente de Ciencias Aplicadas del Instituto Nacional
de Investigaciones Nucleares (ININ), quien me ha dado la oportunidad de
desarrollarme profesionalmente.
A los profesores del Departamento de Ingeniería Nuclear de la ESFM, en
especial al M. en C. Carlos Filio López, quien me apoyo durante mi estancia en la
CNSNS, al M. en Ing. Francisco Sepúlveda Martínez por su apoyo durante mis
estudios de maestría, al Dr. Javier Ortiz Villafuerte, por sus comentarios y
recomendaciones que contribuyeron a la conclusión de este trabajo.
A mis amigos y compañeros que conocí en la escuela: Diana Presa, Pastor
Enríquez, Cynthia Meza, Fernando Morales (el Bross), Ulises Dotor, Rafael
(rafita), Juan, Miguel, por su amistad y compañerismo.
Al futuro M. en C. José Angel González y al M. en C. Vicente Xolocostli, amigos
y compañeros de escuela y trabajo, por su amistad, lealtad y confianza.
Al Dr. Alberto López Trujillo (el Tigre), por su amistad, enseñanzas durante
mis estudios de licenciatura, pero sobre todo por enseñarme que existen cosas
más importantes en esta vida.
En especial agradecimiento, al Lic. Guillermo Saldivar Cisneros y la gente de
mantenimiento de la Administración Local de Naucalpan del SAT, por su gran
apoyo durante mi estancia en el área de mantenimiento.
iii
Tabla de contenido
LISTA DE FIGURAS. ........................................................................................................................................ VI LISTA DE TABLAS ......................................................................................................................................... VII RESUMEN ..................................................................................................................................................... VIII ABSTRACT ...................................................................................................................................................... X INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................................. XII
CAPÍTULO 1 EL PROYECTO IRIS. ............................................................................................................ 1
1.1 INTRODUCCIÓN. ........................................................................................................................................ 1 1.2 DESCRIPCIÓN DEL IRIS ............................................................................................................................. 3 1.3 COMPONENTES DE DISEÑO (CONFIGURACIÓN INTEGRAL) .......................................................................... 4
1.3.1 Vasija del reactor (VR). .................................................................................................................... 4 1.3.2 Elementos internos. ........................................................................................................................... 7 1.3.3 Presurizador. ..................................................................................................................................... 9 1.3.4 Bombas de refrigeración del reactor ............................................................................................... 11 1.3.5 Generadores de vapor (GV) ............................................................................................................ 11 1.3.6 Blindaje interno (Reflector) ............................................................................................................ 13
1.4 NÚCLEO DEL REACTOR Y COMBUSTIBLE. ................................................................................................ 14 1.4.1 Opción de quemado directo. ........................................................................................................... 15 1.4.2 Opción de recarga de lotes Múltiples. ............................................................................................. 16
1.5 DISEÑO DE LA CONTENCIÓN. ................................................................................................................... 17 1.6 SEGURIDAD. ............................................................................................................................................ 19
CAPÍTULO 2 PROCESOS DE DESALACIÓN. ........................................................................................ 22
2.1 INTRODUCCIÓN. ...................................................................................................................................... 22 2.2 PROCESOS DE DESTILACIÓN. ................................................................................................................... 23
2.2.1 Destilación flashing en múltiple etapa (MSF). ............................................................................... 24 2.2.1.1 Descripción general. ................................................................................................................................. 24 2.2.1.2 Componentes principales de una planta MSF. .......................................................................................... 26
2.2.1.2.1 Pretratamiento. .................................................................................................................................. 26 2.2.1.2.2 Evaporador múltiple etapas. .............................................................................................................. 27 2.2.1.2.3 Calentador principal. ......................................................................................................................... 28 2.2.1.2.4 Eyectores de vacío. ........................................................................................................................... 29
2.2.2 Destilación en múltiple efecto (MED). ........................................................................................... 29 2.2.2.1 Descripción general. ................................................................................................................................. 29 2.2.2.2 Componentes principales de una planta MED. ......................................................................................... 31
2.2.2.2.1 Pretratamiento. .................................................................................................................................. 31 2.2.2.2.2 Evaporador MED. ............................................................................................................................. 32 2.2.2.2.3 Sistema de evacuación de gases no condensables. ............................................................................ 33
2.3 PROCESO DE COMPRESIÓN DE VAPOR (CV) ............................................................................................. 34 2.3.1 Descripción general. ....................................................................................................................... 34 2.3.2 Principales componentes de una instalación CV. ........................................................................... 35
2.3.2.1 Pretratamiento. .......................................................................................................................................... 36 2.3.2.2 Intercambiadores de calor. ........................................................................................................................ 36 2.3.2.3 Eliminación de gases no condensables. .................................................................................................... 36 2.3.2.4 Evaporador: cámara principal, tubos de evaporación-condensación. ........................................................ 36 2.3.2.5 Compresor. ............................................................................................................................................... 37 2.3.2.6 Postratamiento. ......................................................................................................................................... 38
iv
2.4 PROCESOS DE MEMBRANA ....................................................................................................................... 38 2.4.1 Ósmosis inversa (RO). .................................................................................................................... 38
2.4.1.1 Pretratamiento. .......................................................................................................................................... 39 2.4.1.2 Membranas ............................................................................................................................................... 40 2.4.1.3 Postratamiento. ......................................................................................................................................... 41
2.5 OTRAS TECNOLOGÍAS .............................................................................................................................. 42 2.5.1 Congelamiento. ............................................................................................................................... 42 2.5.2 Intercambio iónico. ......................................................................................................................... 42 2.5.3 Electrodiálisis. ................................................................................................................................ 42
2.6 SISTEMAS HÍBRIDOS DE DESALACIÓN ...................................................................................................... 43 2.6.1 Ósmosis inversa con destilación. .................................................................................................... 44 2.6.2 Combinación de CV con destilación. .............................................................................................. 44 2.6.3 Combinación de RO con CV. ......................................................................................................... 44
CAPÍTULO 3 ACOPLAMIENTO DE REACTORES NUCLEARES CON SISTEMAS DE
DESALINIZACIÓN. ...................................................................................................................................... 46
3.1 INTRODUCCIÓN. ...................................................................................................................................... 46 3.2 DESCRIPCIÓN TÉCNICA DE ALGUNOS CONCEPTOS DE ACOPLAMIENTO ..................................................... 46
3.2.1 Acoplamiento de plantas de desalinización a reactores de potencia. .............................................. 47 3.2.2 Acoplamiento de plantas de desalinización a reactores de calentamiento. ..................................... 48 3.2.3 Acoplamiento de plantas de desalinización a reactores para cogeneración. ................................... 49
3.3 REQUERIMIENTOS DE DISEÑO PARA EL ACOPLAMIENTO. ......................................................................... 52 3.3.1 Seguridad. ....................................................................................................................................... 52 3.3.2 Vida de diseño. ............................................................................................................................... 53 3.3.3 Flexibilidad operacional. ................................................................................................................ 53
3.4 CONFIABILIDAD Y DISPONIBILIDAD. ........................................................................................................ 54 3.5 LIMITACIONES DE DISEÑO. ...................................................................................................................... 55 3.6 IMPACTO AMBIENTAL .............................................................................................................................. 55
3.6.1 Naturaleza de la salmuera. .............................................................................................................. 55 3.6.2 Efectos negativos de la salmuera. ................................................................................................... 56
3.7 EXPERIENCIA OPERACIONAL CON DESALACIÓN NUCLEAR ....................................................................... 57
CAPÍTULO 4 EL CÓDIGO DEEP .............................................................................................................. 58
4.1 INTRODUCCIÓN. ...................................................................................................................................... 58 4.2 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL DEEP. ........................................................................................................ 58 4.3 ESTRUCTURA DEL PROGRAMA DEEP ...................................................................................................... 59 4.4 DESCRIPCIÓN DE MODELOS ..................................................................................................................... 60
4.4.1 Modelo del GOR. ............................................................................................................................ 60 4.4.2 Modelo RO. .................................................................................................................................... 61 4.4.3 Modelo híbrido. .............................................................................................................................. 63 4.4.4 Modelo de costos. ........................................................................................................................... 63
CAPÍTULO 5 REQUERIMIENTOS DE AGUA Y ELECTRICIDAD EN MÉXICO. ........................... 65
5.1 INTRODUCCIÓN ....................................................................................................................................... 65 5.2 Fuentes de agua y requerimiento de electricidad en México ............................................................. 66 5.2.1 Fuentes de agua. .............................................................................................................................. 66 5.2.2 Requerimiento de electricidad ........................................................................................................ 70
5.3 UTILIZACIÓN DEL IRIS COMO COGENERADOR. ....................................................................................... 71 5.3.1 Requerimiento de electricidad. ....................................................................................................... 71
v
5.3.2 Opciones de desalación. .................................................................................................................. 72 5.3.3 Análisis de sensibilidad. ................................................................................................................. 73
5.4 RESULTADOS DE LOS CÁLCULOS CON DEEP. .......................................................................................... 73 5.4.1 Resultados obtenidos para un costo específico de 2000 USD/kWh. (Caso base) ........................... 74 5.4.2 Resultados obtenidos para un costos específicos de 3000 USD/kWh. ............................................ 75 5.4.3 Resultados obtenidos para un costo específico de 4000 USD/kWh. ............................................... 75
5.5 RESULTADOS DEL ESTUDIO DE SENSIBILIDAD. ........................................................................................ 77 5.5.1 Resultados obtenidos al variar salinidad y temperatura de agua de mar. ........................................ 77 5.5.2 Resultados obtenidos al variar la tasa de interés. ............................................................................ 81 5.5.3 Resultados obtenidos al variar el costo de combustible. ................................................................. 83
CAPÍTULO 6 ANÁLISIS DE RESULTADOS Y CONCLUSIONES. ...................................................... 86
6.1 COSTOS DE ELECTRICIDAD. ..................................................................................................................... 86 6.2 COSTOS DE AGUA. ................................................................................................................................... 86 6.3 COMPARACIÓN DE RESULTADOS. ............................................................................................................ 87 6.4 CONCLUSIONES. ...................................................................................................................................... 88
REFERENCIAS. ............................................................................................................................................ 89
APÉNDICE A ................................................................................................................................................. 91
APÉNDICE B ................................................................................................................................................. 93
vi
Lista de Figuras.
Figura 1-1 Comparación de LWRs con configuración de lazo y configuración del circuito primario integral;
tamaño de la contención en conjunto. ................................................................................................................ 3 Figura 1-2 Componentes de la configuración integral ........................................................................................ 6 Figura 1-3 Arreglo de la vasija del reactor ......................................................................................................... 7 Figura 1-4 Internos de la vasija del reactor. ....................................................................................................... 8 Figura 1-5 Presurizador .................................................................................................................................... 10 Figura 1-6 Componentes básicos del IM/P ....................................................................................................... 11 Figura 1-7 Generador de vapor del IRIS. ......................................................................................................... 12 Figura 1-8 Reflector radial de neutrones. ......................................................................................................... 14 Figura 1-9 Configuración del núcleo del IRIS y .............................................................................................. 15 Figura 1-10 Distribución radial de enriquecimientos y barras IFBA................................................................ 16 Figura 1-11 Enriquecimiento radial y distribución de barras Erbia .................................................................. 17 Figura 1-12 Contención del IRIS ...................................................................................................................... 18 Figura 1-13 Esquema de los sistemas de seguridad pasivos del IRIS. ............................................................. 21 Figura 2-1 Diagrama esquemático de una instalación MSF. ............................................................................ 24 Figura 2-2 Diagrama de una planta MSF con reciclado de salmuera. .............................................................. 25 Figura 2-3 Diagrama de una planta MSF de una sola pasada. .......................................................................... 25 Figura 2-4 Planta MED mediante tubos verticales de evaporación. ................................................................. 30 Figura 2-5 Arreglo de una planta de compresión de vapor. .............................................................................. 35 Figura 2-6 Proceso de Membrana. Ósmosis Inversa ........................................................................................ 39 Figura 2-7 Membrana tipo espiral. ................................................................................................................... 41 Figura 2-8 Membrana de fibra hueca. .............................................................................................................. 42 Figura 2-9 Procesos de electrodiálisis. ............................................................................................................. 43 Figura 3-1 Representación de plantas de propósito simple y plantas de cogeneración. ................................... 47 Figura 3-2 Aislamiento de lazo intermedio entre el reactor de calentamiento y una planta MSF. ................... 49 Figura 3-3 Aislamiento de lazo intermedio entre el reactor de calentamiento y una planta MED. .................. 50 Figura 3-4 Diagrama esquemático de una planta de potencia nuclear acoplada a una planta MSF ................. 51 Figura 3-5 Diagrama esquemático de una planta de potencia nuclear acoplada a una planta MED ................. 51 Figura 3-6 Diagrama esquemático de una planta de potencia nuclear acoplada a una planta MSF-RO. .......... 52 Figura 4-1Diagrama de flujo para el modelo de ósmosis inversa. .................................................................... 62 Figura 5-1 Grado de presión sobre el agua en México. .................................................................................... 67 Figura 5-2 Acuíferos sobre explotado en México. ........................................................................................... 68 Figura 5-3 Zonas sísmicas de la República Mexicana. ..................................................................................... 71 Figura 5-4 Costo de agua nivelado para un costo específico de 2000 USD/kWh ............................................ 74 Figura 5-5 Electricidad netamente vendible para un costo específico de 2000USD/kWh. .............................. 75 Figura 5-6 Costo de agua nivelado para un costo especifico de construcción de 3000 USD/kWh. ................. 76 Figura 5-7 Costo de agua nivelado para un costo especifico de construcción de 4000 USD/kWh. ................. 76 Figura 5-8 Costos de agua nivelados obtenidos al variar salinidad y temperatura de agua de mar. ................. 78 Figura 5-9 Electricidad netamente vendible como resultado de la variación de salinidad y temperatura de agua
de mar. .............................................................................................................................................................. 80 Figura 5-10 Costos de agua nivelados obtenidos al variar la tasa de interés. ................................................... 82 Figura 5-11 Costos de agua nivelados obtenidos al variar el costo de combustible. ........................................ 84
vii
Lista de Tablas
Tabla 1-1 Consorcio IRIS ................................................................................................................................... 2 Tabla 1-2 Principales Características de Diseño del IRIS. ................................................................................ 4 Tabla 1-3 Datos de diseño de la vasija del IRIS. ................................................................................................ 5 Tabla 1-4 Parámetros del generador de vapor del IRIS (uno de ocho) ............................................................. 14 Tabla 1-5 Opciones de recarga para el IRIS. .................................................................................................... 17 Tabla 1-6 Respuesta del IRIS a eventos clase IV para PWR. ........................................................................... 20 Tabla 3-1 Plantas de Desalación Mediante Energía Nuclear. .......................................................................... 57 Tabla 5-1 Plantas de desalinización en México. ............................................................................................... 69 Tabla 5-2 Déficit de agua en algunos estados del país. .................................................................................... 69 Tabla 5-3 Estados que requerirán electricidad. ................................................................................................. 70 Tabla 5-4 Tecnologías y capacidades consideradas para desalación. ............................................................... 72 Tabla 5-5 Costo base unitario de las tecnologías de desalación. ...................................................................... 73 Tabla 5-6 Parámetros para sensibilidad. ........................................................................................................... 73 Tabla 6-1 Costos de agua para plantas de destilación fósil y costos estimados para plantas de desalación
nuclear. ............................................................................................................................................................. 87
viii
Resumen
En este trabajo se presenta una alternativa para satisfacer los requerimientos de agua y
electricidad de la región de Sonora mediante cogeneración, empleando el reactor nuclear
IRIS.
Los análisis se llevan a cabo a través de la metodología de costo nivelado de generación de
agua y electricidad mediante el uso del código DEEP (del inglés Desalination Economical
Evaluation Program) del Organismo Internacional de Energía Atómica.
Los escenarios considerados asumen las tres tecnologías de desalación: Osmosis Inversa
(RO), Destilación de Efecto Múltiple (MED) y de Etapas de Centelleo Múltiple (MSF), así
como tecnologías híbridas de éstas.
Se plantea que el costo instantáneo de instalación de infraestructura nuclear para el caso
base es de 2000 USD/kW y posteriormente se lleva a cabo un análisis de sensibilidad
variándolo hasta un costo de 4000 USD/kW; otros análisis de sensibilidad incluyen la
calidad del agua desalada suponiendo diferentes salinidades, temperaturas y cantidad de
sólidos disueltos.
De los resultados obtenidos se tiene que los costos de producción de agua y electricidad
mediante esta opción son competitivos en todos los casos.
El costo nivelado de electricidad, se encuentra entre 0.060 y 0.097 USD/kWh, dependiendo
solamente del costo de construcción específico de la planta nuclear. La electricidad
netamente vendible, tiene variación, de acuerdo al tipo de tecnología de desalación que se
esté utilizando y se encuentra entre 751.8 MWe, para el caso de un acoplamiento IRIS-
MSF, siendo éste el valor más bajo y 967.2 MWe, para un acoplamiento IRIS-RO, siendo
éste el valor más alto.
Los costos de agua son altamente dependientes del sitio específico, es decir, se ven
afectados por las condiciones ambientales del agua de mar. La técnica de desalación de
agua de mar, que presenta el menor costo para la producción de agua potable, es la técnica
de Ósmosis Inversa, con costos que varían entre 0.642 a 0.764 USD/m3. Por otra parte, la
técnica de desalación más cara es mediante el proceso de destilación MSF, con costos que
varían entre 1.87 y 2.45 USD/m3, pero con la ventaja de que la cantidad de sólidos disueltos
es menor en esta última opción.
Durante el análisis se observa que a pesar de que se han considerado plantas de gran
capacidad de desalación, no es suficiente para cubrir las necesidades del estado de Sonora,
ya que para poder cumplir con la demanda, se necesitarían tres complejos de desalación con
ix
una capacidad de 330,000 m3/día aproximadamente, lo cual implicaría que si se considera
al IRIS como fuente de cogeneración de energía eléctrica y como fuente de energía para
algún proceso de desalación, se tendrían que instalar 9 módulos IRIS, lo cual implicaría una
excesiva producción de energía eléctrica para esta región del país.
Por lo anterior la cogeneración es una alternativa que puede ayudar a resolver las
necesidades de agua y electricidad en la región de Sonora a costos competitivos.
x
Abstract
In this work a cogeneration alternative is assessed to satisfy potable water and electricity
needs in the Sonora region by using the IRIS nuclear reactor.
The assessment is performed using the DEEP code (desalination economical evaluation
program), from the International Atomic Energy Agency, which is based on the levelized
cost methodology for water and electricity.
Scenarios assumed comprise the three desalination technologies: Reverse Osmosis (RO),
Multi Effect Distillation (MED), and Multi Stage Flash Distillation (MSF), else hybrid
technologies of them.
Overnight cost for the nuclear power plant is 2000 US$/kW for the base case, later a
sensitivity analysis is performed increasing the overnight cost up to 4000 US$/kW; another
sensitivity analysis include potable water quality assuming different salinity amounts, input
temperatures and dissolved solids.
From the results obtained in this analysis, cogeneration produces water and electricity at
competitive prices in all the considered scenarios.
Levelized electricity cost is between 0.060 and 0.097 USD/kWh, which depends on the
specific construction cost for the nuclear power plant. Net electricity that can be sold varies
according the coupled desalination technology used. This energy goes from a minimal
value of 751.8 MWe, using IRIS-MSF coupling, up to 967.2 MWe when the IRIS-RO
coupling is used.
Water cost is highly depending on the specific site location, because environment
conditions (temperature and salinity) play a very important role. Desalination technology
that offers the lower water cost is reverse osmosis but it produces potable water with poor
characteristics (higher dissolved solids), water cost for this technology is between 0.642
USD/m3
to 0.764 USD/m3. On the other side the technology that produce higher water
quality is the multi-stage flash distillation, but it also has the higher water production cost,
these are between 1.87 USD/m3 to 2.45 USD/m
3
Although big capacity desalination plants have been considered in this assessment, it is not
enough to satisfy the water requirements for this Sonora region. To satisfy that water
demand will be necessary to build three cogeneration complexes, where each one could
provide around 330,000 m3/day of potable water. It implies, if the IRIS nuclear power plant
is considered as the electricity source, that it will be needed to deploy nine IRIS reactors.
xi
These reactors will produce an excessive amount of electricity that is not needed in this
region of the country.
Due to the above exposed, cogeneration is an alternative that can help to provide the water
and electricity needs in the Sonora region, and this can be done at competitive production
prices.
xii
Introducción
En México existen cerca de 653 cuerpos de agua, de estos 96 están sometidos a
sobreexplotación y abastecen el 50% del agua necesaria para los diversos usos del país. La
sobreexplotación ha provocado problemas de intrusión salina en algunos acuíferos ubicados
en Baja California Norte y Sur, Sinaloa, Sonora, Nuevo León, Coahuila, Colima, Veracruz,
Campeche y Quintana Roo. Actualmente en México existen algunas plantas desalinización,
sin embargo parte de estas (que están operadas por los municipios) no funcionan por falta
de personal capacitado o por el alto costo de operación y mantenimiento.
Una opción que puede ser atractiva para la desalación de agua de mar, es mediante el
acoplamiento de una instalación nuclear con una planta de desalación. En este trabajo se
plantea el uso de un reactor avanzado, del tipo modular, el reactor IRIS, el cual cuenta con
sistemas de seguridad pasivos.
El código DEEP (del Inglés Desalination Economic Evaluation Program), es una
herramienta, con la cual, se puede llevar un análisis de cogeneración de producción de
energía eléctrica y agua potable. Este código permite obtener estimaciones de costos y de
comportamiento de varias configuraciones de cogeneración mediante la utilización de la
energía nuclear.
Con la ayuda de este código se analiza la fiabilidad económica de construcción de una
planta de cogeneración, utilizando como fuente de energía al IRIS y distintas técnicas de
desalación: ósmosis inversa (RO), destilación múltiple (MED) y destilación múltiple por
centelleo (MSF).
El estudio se centra en la región noroeste, que abarca prácticamente el estado de Sonora y
parte del estado de Chihuahua, esto debido a su gran déficit de agua y electricidad que se
estima para los próximos años, y debido a que la región es idónea para la construcción de
una planta nuclear, ya que esta zona presenta una baja frecuencia de sismos.
Para esta región se planteo la utilización de tres reactores modulares IRIS, con los cuales se
puede cubrir las necesidades de energía eléctrica en un futuro y pueden servir como fuente
de energía para los procesos de desalación, los cuales se centraron en tecnologías MSF,
MED, RO y combinaciones híbridas RO+MED y MSF+RO, que son las que actualmente
tienen mayor aplicación en el mundo.
Para estas tecnologías se plantearon distintas capacidades de producción de agua, tomando
en consideración el tamaño de una de las plantas de mayor capacidad de desalación en el
mundo.
xiii
La forma como se modelo el acoplamiento de la planta de desalación y la planta nuclear, es
mediante la extracción de vapor a partir del condensador principal, esto con la finalidad de
que se pueda producir la mayor cantidad de electricidad durante el proceso.
Además de las capacidades de desalación que se analizaron, se variaron distintos
parámetros, tales como temperatura y salinidad del agua de mar, costos específicos de
construcción de la planta nuclear, costo específico del combustible nuclear.
Al variar estos datos, se obtiene como resultado un cambio en los costos nivelados de agua
y electricidad principalmente, y en algunos casos se obtienen cambios en la cantidad de
electricidad netamente vendible o suministrada a la red dando un amplio espectro de
opciones que pueden ser considerados.
La forma en que encuentra organizado este trabajo es la siguiente:
En el capítulo 1, se describen las características del reactor IRIS, principalmente sus
características de diseño, seguridad, así como las características del núcleo y combustible.
Las principales técnicas de Desalación se encuentran descritas en el capítulo 2, haciendo
más énfasis en aquellas que son de uso más comercial, tales como los procesos mediante
destilación (MED y MSF), y el proceso mediante membranas (RO).
El capítulo 3 describe los requerimientos para poder realizar un acople entre una planta de
energía nuclear con alguna técnica de desalación, principalmente aquellos que requieren de
calor para su operación tales como los procesos de destilación.
En el capítulo 4, se da una descripción del código DEEP, este código es una herramienta
para el cálculo de costos de agua y electricidad, el cual es avalado por el OIEA.
Los requerimientos de agua y electricidad que se prevén para los próximos años en la
república mexicana son analizados en el capítulo 5, obteniendo que para la región noroeste,
principalmente el estado de Sonora, presentara una gran demanda en estos dos ámbitos.
Finalmente, en el capítulo 6, se analizan los resultados obtenidos mediante el código DEEP,
para la región de Sonora y se presentan las conclusiones.
1
Capítulo 1 El Proyecto IRIS.
1.1 Introducción.
El proyecto IRIS (International Reactor Innovative and Secure), es un PWR (Pressurized
Water Reactor) de tercera generación del tipo modular, con una capacidad de 1000MWt
(335 MWe). El programa IRIS comenzó en Octubre de 1999 como parte de una de las
propuestas en el primer NERI (Nuclear Energy Research Initiative), solicitado por el
Departamento de Energía de los Estados Unidos de América. El IRIS es actualmente
desarrollado por un consorcio internacional de más de 20 organizaciones de nueve países,
liderados por Westinghouse Electric Co. El concepto del IRIS está direccionado hacia los
requerimientos para los reactores de próxima generación. Es decir, mejoramiento de
seguridad, confiabilidad, resistencia a la proliferación y perfeccionamiento económico [1,2]
.
El IRIS está basado en la tecnología de los LWR (Light Water Reactor), con un nuevo
perfeccionamiento en la seguridad y características de operación. Este reactor utilizará una
configuración del circuito primario del tipo integral, mejor que la configuración de lazo
utilizada en los actuales reactores LWR. El IRIS es un diseño innovador debido a esta
configuración integral y varios diseños novedosos y características de seguridad.
Para la mayoría de los sistemas y componentes, el IRIS se apoya en la estabilidad de los
PWR y en tecnología parcial de reactores BWR (Boiling Water Reactor), estos con una
extensa experiencia operacional, requiriendo mínimas pruebas o solo pruebas limitadas.
Adicionalmente, la configuración integral de reactores enfriados con agua, previamente
construidos y operados satisfactoriamente, ha suministrado bases técnicas de esta
configuración para el diseño del IRIS.
El IRIS requiere pruebas para los componentes novedosos (por ejemplo, generadores de
vapor integrales, bombas internas de refrigeración del reactor completamente inmersas), y
algunos sistemas. Un método para facilitar las pruebas requeridas, es mediante los
miembros del consorcio IRIS [3]
. Los miembros y sus principales responsabilidades están
enlistados en la Tabla 1-1.
La contribución de las universidades hacia el programa IRIS no ha sido lo bastante
enfatizado. Soluciones de diseños innovadores han sido propuestas y desarrolladas por
universidades, haciendo que el IRIS sea quizá el primer y único proyecto de reactor
comercial donde las academias y la industria están en una asociación de igual
responsabilidad para el diseño. La asociación con universidades (y laboratorios) también
2
tiene un potencial muy importante a largo plazo. De hecho una vez que el diseño preliminar
del IRIS esté terminado, esta implementación se convertirá esencialmente en la
responsabilidad de la industria, mientras que los laboratorios y las universidades trabajarán
en un futuro incorporando mejores diseños a los últimos avances tecnológicos [4]
.
Tabla 1-1 Consorcio IRIS
Industria
Westinghouse USA Coordinación Global, liderando diseño del núcleo,
análisis de seguridad y licenciamiento.
BNFL UK Comercialización y ciclo de combustible.
Ansaldo Energia Italia Diseño de generadores de vapor
Ansaldo Camozzi Italia Fabricación de Generadores de Vapor
ENSA España Vasija de Presión e Internos
NUCLEP Brasil Contención
Bechtel USA Balance de Planta, Ingeniería Arquitectónica
OKBM Rusia Experimentación, desalación y cogeneración
Laboratorios
ORNL USA Instrumentación y control, análisis probabilístico de
riesgos (APR), desalación, blindaje, presurizador.
CNEN Brasil Análisis de seguridad y transitorios, presurizador,
desalación.
ININ México APR, soporte neutrónico.
LEI Lituania Análisis de Seguridad, APR, cogeneración
Universidades
Politécnico de Milán Italia Análisis de seguridad, blindaje, termo hidráulica,
diseño de generadores de vapor, sistemas de control
avanzados.
MIT USA Desarrollo de núcleos, mantenimiento.
Instituto de tecnología de Tokio Japón Desarrollo de núcleos, APR
Universidad de Zaragebo Croacia Neutrónica, Análisis de seguridad.
Universidad de Pisa Italia Análisis de la contención, análisis de accidentes
severos, neutrónica.
Politécnico de Turín Italia Término fuente
Universidad de Roma Italia Sistema de desechos radiactivos, dosis ocupacional
Productores de Energía
Electronuclear Brasil Perspectivas de utilidad en países en desarrollo
TVA USA Mantenimiento , perspectivas de utilidad
Universidades Asociadas U.S.A
Universidad de California
Berkeley
USA Neutrónica, desarrollo de núcleos
Universidad de Tennessee USA Modularización, Instrumentación y control
Universidad estatal de Ohio USA Monitoreo de potencia dentro del núcleo, diagnósticos
avanzados
Universidad estatal de Iowa USA Monitoreo en línea.
Universidad de Michigan USA Monitoreo y control.
3
1.2 Descripción del IRIS
El IRIS utiliza un circuito primario integral, el cual está contenido junto con la vasija del
reactor, como muestra la Figura 1-1. La vasija del reactor integral incluye todos los
componentes principales del circuito primario, las barras de control y el combustible
nuclear, mecanismos controladores de las barras de control, ocho bombas de refrigeración
del reactor, ocho generadores de vapor de una sola pasada, reflector neutrónico y un
presurizador, localizado en la parte superior de la vasija. El refrigerante fluye hacia arriba a
través del núcleo y entonces a la región de los riser, formado por la barrera del núcleo
extendida. Cerca a la parte superior del riser, el refrigerante es direccionado lateralmente
dentro al plenum superior donde la succión de las bombas está localizada. El flujo de cada
bomba es direccionada hacia abajo a través de la región anular del downcomer, llegando al
plenum inferior, donde éste es nuevamente direccionado hacia el núcleo, completando el
circuito.
El núcleo está compuesto de 89 ensambles de combustible, cada uno con un arreglo
estándar de 17x17 barras de combustible. El control de la reactividad es lograda por
instrumentos estándar de los PWR, es decir, una combinación de boro soluble, barras de
control y absorbentes consumibles (venenos quemables). La concentración de solución de
boro es mantenida por debajo del límite, alrededor de 1000 ppm, para mantener el
coeficiente de moderación negativo y mejorar la respuesta en transitorios.
El IRIS emplea una contención compacta, esférica, alrededor de 25m de diámetro. Este
tamaño relativamente pequeño de la contención da como resultado un costo menor, una
pequeña área de la planta, y permite una presión de diseño alta (presión no operacional).
Figura 1-1 Comparación de LWRs con configuración de lazo y configuración del circuito primario
integral; tamaño de la contención en conjunto.
4
El diseño base de una planta de energía nuclear emplea cada modulo IRIS para la
producción de electricidad. Diseños de cogeneración con plantas nucleares se han
comenzado a desarrollar para desalación, procesos de vapor y como fuentes de calor.
Características de diseño del IRIS, están dadas en la Tabla 1-2.
Tabla 1-2 Principales Características de Diseño del IRIS.
Datos Generales de Planta (una sola unidad)
Potencia térmica en el núcleo 1000 MWt
Potencia de la planta 335 MWe
Factor de Carga
Factor de Disponibilidad
>96%
>98%
Vida de Diseño de la Planta Arriba de 60 años (vasija del reactor y estructuras)
Combustible
Material de Combustible Pastillas de cerámica sinterizada de UO2/MOX
Enriquecimiento Hasta 4.95 w/o de U235
Opciones para recarga requerirán 7-10% de material fisil.
Refrigerante/Moderador
Refrigerante y moderador Agua ligera sub enfriada
Numero de lazos del refrigerante Sistema primario Integral
Núcleo del Reactor
Diámetro equivalente 2.41 m
Longitud activa del núcleo 4.267 m
Inventario de combustible 48.5 toneladas de Uranio
Vasija del Reactor
Tipo Cilíndrico, bajo acero al carbón
Diámetro interior 6.21 m
Espesor de la pared 285 mm
Altura total 21.3 m
Vida media de diseño 60 años (esto es posible, debido a la baja fluencia de neutrones rápidos)
Contención
Tipo Supresión de Presión, de acero
Geometría Esférica. 25 m de diámetro
Temperatura y Presión de Diseño 200ºC, 1.3 MPa
1.3 Componentes de diseño (configuración integral)
1.3.1 Vasija del reactor (VR) [1]
.
La vasija del reactor IRIS, consiste de una coraza cilíndrica hecha de varias formas, un
cabezal inferior semiesférico y un cabezal superior removible por medio de una brida, con
un empaque. Un encamisado de acero inoxidable de 6 mm de espesor cubre la superficie
interna de la vasija. El tamaño y configuración de la vasija del reactor, es estipulada, por el
espacio requerido por los generadores de vapor y las bombas del refrigerante del reactor
montadas internamente. Algunos datos de diseño de la vasija, se muestran en la Tabla 1-3.
El cabezal superior de la vasija contiene una brida con 78 pernos y tuercas de ocho
pulgadas.
5
Tabla 1-3 Datos de diseño de la vasija del IRIS.
Altura total 22.21 m
Diámetro interior de la vasija 6.2 m
Espesor nominal de la vasija 280 mm
Espesor mínimo del encamisado 6 mm
Presión de diseño 17.24 MPa (2500psia)
Temperatura de diseño 343.3 °C (650 °F)
Material de la Vasija Acero al carbón, SA 508, Gr.3 Cl.2
Materiales del encamisado Acero inoxidable.
El sistema de refrigeración del reactor, está completamente contenido dentro de la vasija
del reactor y es bombeada dentro de un circuito cerrado dentro de la vasija (Figura 1-2) con
la excepción de algunos sistemas (por ejemplo, los sistemas de reposición y de purificación
de agua). El refrigerante pasa hacia arriba a través del núcleo, girando radialmente hacia el
exterior en la parte superior de los internos superiores, fluyendo hasta las ocho bombas del
primario, donde es bombeado hacia abajo, mediante las bombas y a través de los
generadores de vapor, hasta la región anular entre la barrera del núcleo y la pared interna de
la vasija del reactor, y entonces asciende a través de los soportes de los ensambles del
núcleo. La pared de la vasija del reactor tiene ocho toberas de entrada del agua de
alimentación a los generadores de vapor, localizadas por arriba del nivel del núcleo y ocho
toberas de salida de vapor, localizadas debajo de la brida de la vasija. El agua de
alimentación entrante a los generadores de vapor, pasa a través del cabezal de alimentación,
entrando a los tubos del generador y fluyendo hacia arriba por el interior de éstos, siendo
primeramente calentado a saturación, entrando después en ebullición, y subsecuentemente
calentado hasta vapor seco sobrecalentado, el cual fluye dentro del cabezal superior de
descarga y sale a través de las toberas de salida de vapor hacia la turbina. Los cabezales, de
alimentación y vapor, están sujetos directamente a la pared interna de la vasija del reactor y
forman una barrera entre el circuito primario y el circuito secundario.
La vasija del reactor y el cabezal de cierre están diseñados como una vasija clase I en
acorde con la sección III del código ASME. La vida de diseño actual para la vasija es de 60
años, pero se espera que ésta sea significativamente mayor, ya que la demanda de radiación
en la vasija es prácticamente nula.
La Figura 1-3 muestra un posible arreglo del diseño de la vasija del reactor. Con la
aplicación de las forjas muestra tipo integral, las soldaduras longitudinales son eliminadas y
las soldaduras de uniones circunferenciales son reducidas; de esta manera, las siguientes
consideraciones son aplicadas:
6
- El uso de piezas forjadas del tipo integral, para la fabricación de la vasija del reactor
IRIS, incrementa la integridad estructural y facilita la fabricación e inspección,
incluyendo inspección en servicio (ISI).
- Con el fin de reducir el peso global, la alta resistencia de SA 508, Gr. 3 Cl. 2 es
recomendado para la vasija del reactor, bridas y cabezales superior e inferior.
Figura 1-2 Componentes de la configuración integral
Todas las superficies de la vasija del reactor en contacto con el refrigerante del reactor
están revestidas con un encamisado o bien están fabricadas de acero inoxidable serie 300 e
Inconel 690. Basados en propiedades de impacto y de tensión, el tipo SA 540, clase 3 se ha
seleccionado para los pernos de cierre, tuercas y arandelas.
7
Figura 1-3 Arreglo de la vasija del reactor
1.3.2 Elementos internos [1]
.
Los internos de la vasija del reactor IRIS (IVR) son similares a los de cualquier PWR, en la
medida en que el soporte del núcleo, la barrera del núcleo, barras de control, los tubos guía
de las barras de control y también la forma de la trayectoria de circulación del flujo
refrigerante a través del núcleo. Sin embargo, los IVR, proporcionan una función adicional
de soporte a los generadores de vapor montados internamente, bombas de refrigeración del
reactor, mecanismos controladores de las barras de control, y las placas de escudo radiales,
si es necesario. Además, los IVR deben proporcionar soporte para las barras calentadoras
del presurizador. Los internos están diseñados para resistir las fuerzas debido al peso,
precarga de los ensambles de combustible, cargas dinámicas, vibraciones y aceleración por
terremotos.
La vasija del reactor IRIS y sus internos están diseñados para proveer acceso a los
ensambles de combustible después de remover el cabezal superior y los internos superiores.
También, la estructura soporte de las bombas de recirculación y los generadores de vapor
están siendo diseñados para permitir la remoción de estos componentes fuera de la vasija
para inspección y reemplazo.
Los internos del reactor son mostrados en las Figuras 1-4 (a) y (b). Éstos están divididos en
dos partes:
8
1) La estructura soporte inferior del núcleo (incluyendo la barrera completa del núcleo
y escudos térmicos)
2) El soporte superior de ensambles del núcleo.
La restricción mayor y soporte miembro de los internos del reactor es la estructura inferior
de soporte del núcleo, mostrado en la Figura 1-4(a). Esta estructura soporte consiste
principalmente de la barrera del núcleo, el reflector radial, la placa inferior del núcleo, la
configuración triangular de soporte al núcleo, la cual es soldada a la parte baja del cabezal,
y el soporte anular del núcleo el cual también funciona como escudo de neutrones para una
porción del cabezal inferior. Todos los componentes mayores de esta estructura están
soportados en la parte baja del cabezal; el extremo inferior de la barrera del núcleo es
restringido para movimientos transversales por una conexión con pernos al soporte anular,
el cual descansa en el soporte triangular. Adentro, la barrera del núcleo es el reflector
radial, el cual se ajusta dentro de la pared de la barrera del núcleo y forma la envolvente
periférica de los ensambles del núcleo.
(a) (b) Figura 1-4 Internos de la vasija del reactor.
9
La placa inferior del núcleo es posicionada en el nivel más bajo del núcleo y provee soporte
y orientación para los ensambles del núcleo. La placa inferior es perforada y contiene los
pines locales para los ensambles del núcleo. La estructura soporte inferior del núcleo
(principalmente la barrera del núcleo) también sirve para definir la forma de paso para el
flujo de refrigerante del primario a través del núcleo.
El ensamble superior del núcleo (Figura 1-4(b)) consiste de una placa soporte superior,
placa soporte superior del núcleo, columnas soporte, medias placas soportes y guías para
los ensambles (no mostradas).
Las columnas soportes establecen el espaciamiento entre la placa soporte superior, las
medias placas soporte y la placa superior del núcleo y están sujetas a la parte superior e
inferior de estas placas; las columnas soportes transmiten cargas mecánicas entre las dos
placas y como función suplementaria sirve de soporte a los conductos de instrumentación
dentro del núcleo y fuera de éste. Los tubos guía de los ensambles y las guías del
accionamiento de las barras de control y las barras de control, no ofrecen otras funciones
mecánicas; éstos están sujetados a las medias placas soporte inferiores y están guiadas por
pines en la placa superior del núcleo para una correcta orientación y soporte.
1.3.3 Presurizador.
El presurizador del reactor IRIS, está integrado dentro del cabezal superior de la vasija del
reactor [2]
. La región del presurizador está definida por un aislamiento en forma de
sombrero invertido, que separa la trayectoria de circulación del refrigerante del reactor del
agua saturada del presurizador. Las funciones de esta estructura incluye: (a) prevenir a la
brida de cierre del cabezal y sus sellos, a una exposición por la diferencia de temperaturas
entre el reactor y el agua del presurizador, reduciendo los esfuerzos térmicos y manteniendo
los sellos herméticamente; (b) efectuar un aislamiento térmico para minimizar la
transferencia de calor y mantener una adecuada agua saturada dentro del presurizador; (c)
suministrar un soporte estructural para instrumentación del núcleo y calentadores; y (d)
proporcionar comunicación de flujos entre el reactor y el presurizador. Esta estructura
incluye una membrana cerrada de material aislante para minimizar la transferencia de calor
entre el fluido del presurizador y el agua sub enfriada del primario. Figura 1-5 [1]
.
El cabezal está formado por tres partes: el domo superior, el anillo esférico intermedio y la
brida, y están unidas por soldadura. La superficie interna está cubierta por una placa de
acero inoxidable de 6mm de espesor para asegurar una protección contra la corrosión.
Todas las penetraciones del cabezal están localizadas en el domo superior. Hay 45 toberas
para los mecanismos accionadores de las barras de control (CRDMs), 90 toberas para los
calentadores eléctricos y 48 toberas para instrumentación. Para alojar estas toberas en la
parte central del cabezal, en donde se ubican los orificios, el domo tiene un espesor de
10
250mm, mientras que las regiones externas a ésta, tienen un espesor de 140mm. Todas las
penetraciones están hechas de acero inoxidable forjado y el Inconel 690 es usado para
soldar las toberas, por la parte interior del domo superior. Las toberas de los CRDMs y para
los dispositivos de instrumentación, se extienden a través de la región del cabezal, teniendo
una extensión que atraviesa la placa inferior de éste.
La placa inferior del presurizador está fabricada por placas de acero inoxidable y unido
mediante soldadura. Esta placa tiene 8 perforaciones para permitir que el agua ascienda a la
región del presurizador y descienda desde éste.
Figura 1-5 Presurizador
Estas perforaciones están localizadas justo debajo da los calentadores eléctricos,
permitiendo que el fluido ascienda a lo largo de los calentadores. Estos calentadores están
diseñados para mantener la saturación del agua y para producir bastante vapor y prevenir un
decremento en la presión durante un incremento de potencia en la planta.
Hay 90 calentadores eléctricos, suministrando una potencia térmica de 2430 kW en el
presurizador, estos calentadores están agrupados en tres grupos: un grupo con una potencia
de 459 kW, un segundo grupo de 810 kW y un tercer grupo de 1161 kW.
El presurizador del reactor, tiene un volumen de aproximadamente 71m3, que incluye un
volumen de vapor de aproximadamente 49m3. En el diseño del IRIS, la relación de
volumen del presurizador y potencia del reactor, puede ser 3.4 veces mayor que una planta
convencional de 2 lazos, y 5 veces mayor que en el AP1000. Esta relación entre volumen
de vapor y potencia, es un elemento clave, por el cual el reactor IRIS no requiere rociadores
en el presurizador [5]
.
11
1.3.4 Bombas de refrigeración del reactor [1,6]
.
El reactor IRIS cuenta con ocho bombas de refrigeración del tipo spool, las cuales tienden a
ser utilizadas por la marina y en aplicaciones de plantas químicas que requieren altos flujos
y bajo desarrollo en el cabezal. El Integral Motor/Propeller (IM/P), Figura 1-6 fue
desarrollado por Westinghouse Electro Mechanical Division (EMD), ahora Curtiss Wright,
y es el precursor de las bombas spool de hoy en día. El motor y la bomba consisten de dos
cilíndricos concéntricos, donde el anillo exterior es el estator estacionario y el anillo interior
es el rotor que lleva los impulsores de alta velocidad específica. Las bombas están
localizadas enteramente dentro de la vasija del reactor, con solo unas pequeñas
penetraciones para el cableado eléctrico y para el suministro y retorno del agua.
Una de las ventajas derivadas de la locación integral, la configuración geométrica de las
bombas spool maximiza la inercia de rotación y estas bombas tienen una capacidad de flujo
saliente. Estos atributos mitigan los accidentes de pérdida de flujo (LOFAs). Debido a que
su uso principal es en productos químicos peligrosos, este tipo de bombas han sido
diseñadas para no requerir un mantenimiento periódico.
Figura 1-6 Componentes básicos del IM/P
1.3.5 Generadores de vapor (GV) [1]
.
Algunas configuraciones de generadores de vapor fueron examinadas para el reactor IRIS:
tubos en línea recta, tubos U, tubos helicoidales (Figura 1-7), tubos C, tubos bayonetas.
Basado en un conjunto de costos de ciclo de vida, diseño y experiencia de manufactura y
12
alta confiabilidad, el arreglo de tubos helicoidales fue seleccionado como generador de
vapor. Este es un diseño probado y que tiene operación en varios reactores, incluyendo el
francés LMFBR Superphénix. También, hay 10 años de experiencia operacional del PWR
en el buque nuclear Alemán Otto Hahn con sus 38 MW en los GV. La buena experiencia
operacional de este buque nuclear alentó el llevar a cabo estudios para grandes capacidades
en el mismo tipo de GV por arriba de potencias de 190 MW.
Figura 1-7 Generador de vapor del IRIS.
El diseño del arreglo de los tubos helicoidales es capaz de acomodar la expansión térmica
sin esfuerzos mecánicos excesivos y tienen alta resistencia a vibraciones inducidas por el
flujo.
El rasgo de diseño de ocho módulos generadores de vapor idénticos, completamente
separados y localizados en el espacio anular entre la barrera del núcleo y la pared de la
vasija del reactor está basado en las siguientes consideraciones:
La falla de un generador de vapor no involucra otra unidad
Por lo menos cuatro unidades independientes mecánicamente y funcionalmente se
requieren
13
La adopción de ocho generadores de vapor permite una construcción modular de
componentes de tamaño reducido y limita la diferencia longitudinal entre los varios
arreglos, permitiendo la adopción de piezas únicas de longitud comercial sin soldadura.
Los generadores de vapor son del tipo de una sola pasada y tiene en el lado secundario agua
de alimentación/vapor dentro de los tubos y el lado primario refrigerante del reactor en el
exterior de los tubos. Esto permite que los generadores de vapor estén en compresión y por
lo tanto no estén sujetos a esfuerzos de tensión corrosión de craking, los cuales son
responsables del 70% de las fallas en los GV en los PWR actuales. Incluso en el caso de
una falla de un tubo, esta consecuencia es mucho más benigna que en el lazo de un PWR.
Cada módulo generador de vapor consiste de una columna interior central el cual da soporte
a los tubos, con el cabezal inferior de agua de alimentación y el cabezal superior de vapor,
conectados a la pared interior de la vasija del reactor. La espiral de tubos tiene un diámetro
interior de 0.64 m y los tubos helicoidales están arreglados en filas anulares. Los tubos
están conectados a los lados verticales del cabezal superior de vapor y al cabezal inferior de
entrada de alimentación.
El vapor, generado en los tubos, fluye hacia arriba y sale a través del cabezal superior; el
agua de alimentación entra al generador de vapor por el cabezal inferior (en una elevación
por arriba de la parte superior del núcleo) a través de la boquilla de agua de alimentación.
Los tubos están fabricados de una aleación de hierro-níquel-cromo TT-690. Orificios de
restricción del flujo están colocados dentro de los tubos, para promover una distribución de
flujo fijo en el arreglo de tubos y evitar inestabilidad en canales paralelos. Parámetros de
diseño se muestran en la Tabla 1-4.
1.3.6 Blindaje interno (Reflector) [1]
.
El reactor IRIS utiliza un reflector radial de neutrones de acero inoxidable (Figura 1-8) para
reducir los costos del ciclo de combustible y extender la vida del reactor. El reflector reduce
la fuga de neutrones mejorando la utilización de neutrones en el núcleo, y permitiendo un
ciclo de combustible extenso e incrementando la descarga de quemado. Aunado a esto tiene
como beneficio el reducir la fluencia de neutrones rápidos en la barrera del núcleo y junto
con el espesor de la región del downcomer, reduce significativamente la fluencia de
neutrones rápidos en la vasija del reactor.
14
Tabla 1-4 Parámetros del generador de vapor del IRIS (uno de ocho)
Razón de Potencia 125 MW
Diámetro exterior del tubo 17.46 mm
Espesor del tubo 2.11 mm
Diámetro interior del tubo 13.24 mm
Número de arreglos helicoidales 21
Número de tubos 656
Longitud promedio del arreglo de tubos 32 m
Altura del generador de vapor 7.9 m
Altura completa del generador de vapor 8.5 m
Temperatura de entrada en el primario 328.4 ºC
Temperatura de salida en el primario 292 ºC
Temperatura del agua de alimentación 223.9 ºC
Temperatura del vapor 317 ºC
Presión en el primario 15.5 MPa
Presión en la salida del vapor 5.8 MPa
Flujo másico en el primario 589 kg/s
Flujo másico en el secundario 62.5 kg/s
Pérdida de presión en el primario 72 kPa
Pérdida de presión en el secundario 296 kPa
Figura 1-8 Reflector radial de neutrones.
1.4 Núcleo del reactor y combustible [1]
.
Los ensambles de combustible en el primer núcleo del reactor IRIS son similares a los de
un diseño PWR de Westinghouse. Específicamente, el diseño del ensamble del IRIS es
similar a un diseño robusto de ensamble Westinghouse 17X17 XL y al diseño de ensamble
de combustible del AP1000. Un ensamble de combustible del IRIS, consiste de 264 barras
de combustible con un diámetro exterior estándar de 0.374” en un arreglo cuadrado de
15
17X17. La posición central es reservada para la instrumentación interna del núcleo, y tiene
24 posiciones para los tubos guía para las barras de control. La configuración del núcleo
consiste de 89 ensambles de combustible; esta configuración tiene un alto valor relativo de
llenado (es decir, está estrechamente aproximada a un cilindro), para minimizar el diámetro
de la vasija. (Figura 1-9). El IRIS tiene una baja densidad de potencia en el núcleo 1000
MWt; la longitud activa del combustible es 14 ft (4.267 m) y la densidad de potencia lineal
resultante promedio es alrededor de 75 por ciento del valor del AP600. El mejoramiento en
márgenes térmicos proporciona un incremento de flexibilidad en la operación, permitiendo
ciclos de combustible altos e incrementando factores de capacidad de la planta.
Figura 1-9 Configuración del núcleo del IRIS y
un patrón típico de las barras de control.
1.4.1 Opción de quemado directo.
En esta opción, el núcleo del reactor es reemplazado completamente en cada recarga. El
combustible utilizado es UO2, enriquecido al 4.95% w/o en U235
, con un bajo
enriquecimiento en las cubiertas axiales y en la periferia del núcleo.
Enriquecimiento de boro, en zonas axiales, es utilizado como un combustible absorvedor
quemable, (IFBA es una capa delgada de ZrB2 cubriendo las pastillas de combustible).
Para los ensambles de combustible con IFBA, los 14 pies de combustible estan axialmente
compuestos de 1 pie de combustible sin revestimiento superior e inferior, los 12 pies de la
región central de combustible son revestidos.
La mitad baja de la parte revestida de las barras de combustible tiene 20% más B10
que la
parte superior revestida. La configuración radial del núcleo es mostrada en la Figura 1-10.
16
El control de la radiactividad es realizada a través de las barras IFBA’s, barras de control, y
el uso de una cantidad limitada de boro diluido en el refrigerante del reactor. El uso
reducido de boro diluido hace al coeficiente de temperatura del moderador más negativo,
incrementando inherentemente la seguridad, y reduciendo la corrosión inducida por el ácido
bórico.
En adición al uso de las barras IFBA’s, se utiliza Erbium en la forma de Er2O3 mezclado en
el combustible. Es otro estándar de absorbedor quemable de Westinghouse.
Figura 1-10 Distribución radial de enriquecimientos y barras IFBA
1.4.2 Opción de recarga de lotes Múltiples.
Análisis previos tienden a mostrar que un ciclo de quemado continuo de 4 años puede ser
llevado a cabo sin complicaciones. Sin embargo, un continuo quemado de 48 meses del
núcleo tiene una relativa descarga de quemado baja (~ 40,000 MWd/tU para combustible
enriquecido de 235
U al 4.95 w/o y aún para combustible enriquecido de 235
U al 2.60 w/o) y
utilerías de retroalimentación indican que un alto quemado es preferible que un gran ciclo
de combustible. Por lo tanto diseños con núcleos con dos lotes y tres lotes, con recargas
parciales, también son desarrolladas (Tabla 1-5).
El diseño de referencia es el núcleo con dos lotes, teniendo una longitud de ciclo por arriba
de 3 años y una barrera de quemado menor que 62,000 MWd/tU, el cual es consistente con
el límite de licencia. Una vez que el límite es aumentado a 75,000 MWd/tU, lo cual es
actualmente previsto, el IRIS puede fácilmente seguir el ritmo con un núcleo con tres lotes
de combustible.
17
Tabla 1-5 Opciones de recarga para el IRIS.
Énfasis a la no
proliferación
Opción de Referencia Opción de alto quemado
Único lote Dos lotes (recarga parcial) Tres lotes (recarga parcial)
Primer núcleo 69 BA @ 4.95%
20 BA @ 2.6%
44 BA @ 4.95%
45 BA @ 2.1%
52 BA @ 4.95%
37 BA @ 2.1%
Recarga Mismo 40-44 BA @ 4.95% 28-36 BA @ 4.95%
Longitud del ciclo (años) 4.0 3.0-3.5 2.5-3.0
Descarga promedio de
quemado (MWd/tU)
38,000-40,000 46,000-53,000 56,000-62,000
El ciclo de equilibrio en la estrategia de recarga con dos lotes, es aproximadamente en el
primer ciclo para una configuración del núcleo, donde la mitad de los ensambles de
combustible (mostrados en la Figura 1-11) tiene bajo enriquecimiento (2.1 w/o), simulando
combustible una vez quemado. También en esta figura se muestra la distribución de carga
de barras Erbia.
Figura 1-11 Enriquecimiento radial y distribución de barras Erbia
1.5 Diseño de la contención [7,8]
.
Debido a la configuración integral del IRIS, eliminando las tuberías de los lazos, así como
los generadores de vapor y las bombas de refrigeración del núcleo, la vasija del reactor
1
2.10 w/o
No BA
2
4.95 w/o
1.8%
3
2.10 w/o
No BA
4
4.95 w/o
1.8%
5
4.95 w/o
1.8%
6
2.10 w/o
No BA
7
4.95 w/o
1.8%
8
2.10 w/o
No BA
9
4.95 w/o
1.8%
10
2.10 w/o
No BA
11
4.95 w/o
1.8%
12
2.10 w/o
No BA
13
2.10 w/o
No BA
14
4.95 w/o
1.8/1.5%
15
2.10 w/o
No BA
16
4.95 w/o
1.8/1.5%
17
4.95 w/o
No. BA
18
4.95 w/o
1.8%
19
2.10 w/o
No BA
20
4.95 w/o
1.8%
21
2.10 w/o
No BA
22
2.10 w/o
No BA
23
4.95 w/o
1.8%
24
4.95 w/o
1.8%
25
4.95 w/o
No BA
26
2.10 w/o
No BA
27
2.10 w/o
No BA
28
2.10 w/o
No BA
#
4.95 w/o
1.8%
Enrriquecimiento
Erbia (w/o)
18
IRIS puede ser colocada en una estructura de contención de diámetro pequeño. Esta
reducción en tamaño, combinada con una geometría esférica, da como resultado una
capacidad de diseño de presión tres veces mayor en comparación a la contención cilíndrica
de un reactor PWR típico, suponiendo, el mismo espesor del metal y el mismo nivel de
esfuerzos.
El arreglo conceptual de una contención de la vasija del reactor, es mediante una placa de
acero esférica de 1 3/4 “de espesor con un diámetro de 25 m y tiene una capacidad de
diseño para soportar una presión de 1.4 MPa (190 Psig). La contención tiene un cabezal de
cierre superior, que brinda acceso al cabezal superior de la vasija para su desmontaje. Las
recargas del reactor, se hacen removiendo el cabezal de la contención e instalando un collar
impermeable entre la contención de la vasija y la vasija del reactor, removiendo el cabezal
de la vasija. El espacio sobre la contención y la vasija es inundado, y así los internos de la
VR pueden ser removidos y almacenados en este espacio. Los ensambles combustibles son
verticalmente levantados desde la VR y colocados directamente en un área de manipulación
y almacenamiento de combustible, utilizando maquinaria de recarga que está ubicada sobre
la CV. De esta forma no se requiere que el equipo de recarga esté dentro de la contención y
esta única maquinaria es utilizada para todas las actividades de movimiento de combustible.
La Figura 1-12 muestra la alberca de supresión que limita el pico de presión en la
contención para mantener a ésta por debajo del diseño de la CV. El agua de la alberca de
supresión es elevada de tal forma que proporcione una fuente de gravedad, que aporte el
control de agua a los eventos postulados de LOCAs pequeños y medios. También muestra
la cavidad inundable formada por las estructuras de contención interna, la cual mide menos
de 9 metros.
Figura 1-12 Contención del IRIS
19
Esta inundación de la cavidad asegura que la sección inferior de la VR, donde se encuentra
el núcleo, sea envuelta con agua a raíz de algún evento LOCA. La altura de inundación es
suficiente para proporcionar un gran aporte, por lo que el inventario de agua en la VR es
mantenida por encima del núcleo por un período de tiempo indefinido. Esto suministra una
suficiente remoción de calor de la superficie externa de la VR para prevenir alguna falla en
la vasija, siguiendo más allá de los escenarios base de diseño.
1.6 Seguridad.
La seguridad es uno de los requisitos, fijados en el programa NERI y en el IRIS se ha hecho
la búsqueda para mejorar la seguridad para este desarrollo, ayudado por el excelente
potencial de la configuración integral.
El enfoque principal del IRIS es presentar un diseño con características de seguridad
innovadoras. El diseño del IRIS es suministrar múltiples niveles de defensa para la
mitigación de accidentes (defensa en profundidad), dando como resultado probabilidades
extremadamente bajas de daño al núcleo, pero principalmente, esto apunta a eliminar el
accidente iniciador que pudiera inducir un daño al núcleo. Esta implementación es a través
del método de seguridad por diseño [1]
.
El efecto de la seguridad en el IRIS, basada en la seguridad por diseño sobre los accidentes
típicos clase IV mostrados en la Tabla 1-6, es muy contundente, de los ocho accidentes
clase IV, tres son eliminados completamente y cuatro más tienen consecuencias
relativamente reducidas, así que estos son degradados a una clase de accidente bajo. El
accidente restante es el accidente base de diseño de manejo del combustible.
La configuración de los sistemas pasivos de seguridad del IRIS es mostrado en la Figura 1-
13, e incluye [7]
:
Un sistema de emergencia pasivo de remoción de calor hecho para cuatro
subsistemas independientes, cada uno de los cuales tiene un intercambiador de calor
de tubo U horizontal.
Dos tanques de emergencia de boro para suministrar un método alterno de apagado
del reactor, liberando agua boratada a la vasija del reactor a través de las líneas de
inyección directa a la vasija.
Un pequeño sistema de despresurización automático (ADS) en el espacio de vapor
del presurizador, el cual ayuda al EHRS en la despresurización de la vasija del
reactor si el inventario de refrigerante de la vasija del reactor cae por debajo de un
nivel específico.
20
Un sistema de supresión de presión, que consiste de seis tanques de agua y un
tanque para el almacenamiento de gases no condensables. Cada tanque de supresión
está conectado a la contención por medio de tubos de venteo.
Tabla 1-6 Respuesta del IRIS a eventos clase IV para PWR.
Eventos Base de diseño Características de diseño del IRIS Resultado de la seguridad
base de diseño en el IRIS
1 LOCA grande Arreglo Integral de la VR Eliminado
2 Ruptura de tubo de GV Alta presión de diseño en los GV,
tuberías y válvulas de aislamiento.
Consecuencias Reducidas,
mitigación simplificada
3 Falla en la tubería del sistema
de Vapor
Alta presión de diseño en los GV,
tuberías y válvulas de aislamiento.
Los GV tiene un pequeño
inventario de agua
Probabilidad reducida,
consecuencias reducidas o
eliminadas
4 Fractura en tubería del sistema
de agua de alimentación
Alta presión de diseño en los GV,
tuberías y válvulas de aislamiento.
VR integral tiene gran capacidad de
calentamiento del agua.
Probabilidad reducida,
consecuencias reducidas.
5 Rotura del eje de la bomba de
refrigeración del Reactor
Las bombas tipo Spool no tienen
eje.
Eliminado
6 Amarre de la bomba de
Refrigeración del Reactor
NO DNB por falla de 1 de 8
bombas
Consecuencia reducida
7 Accidente de expulsión de
RCCA
Con el CRDM interno no hay
expulsión forzada
Eliminado
8 Accidente Base de Diseño de
Manejo del Combustible.
No es un rasgo específico del IRIS No impacta.
Estos sistemas pasivos del IRIS, suministran las mismas funciones de seguridad que los
sistemas activos en los reactores PWR actuales, así como los sistemas pasivos de los
reactores AP600/AP1000.
21
Figura 1-13 Esquema de los sistemas de seguridad pasivos del IRIS.
22
Capítulo 2
Procesos de Desalación.
2.1 Introducción.
El proceso de separación de agua o sal, a partir de agua salada, es un proceso
termodinámico que requiere de energía. Un proceso ideal de desalinización es considerado
como un proceso de separación reversible, en el cual las entradas y salidas del fluido están
en las mismas condiciones de presión y temperatura, a pesar de que calor y/o trabajo estén
siendo aplicados.
El mínimo trabajo necesario para desalar agua con un total de sólidos disueltos de 3500
ppm, es de alrededor de 0.7 kWh/m3, suponiendo una reversibilidad termodinámica
completa. En la práctica, los procesos de desalación, están lejos de ser reversibles. Ya sea
aplicando calor y/o trabajo, como resultado se obtiene en la salida, un fluido con distinta
presión y temperatura, en comparación con el fluido de entrada. Sin embargo, las más
eficientes tecnologías de desalación, tienen un requerimiento de energía de 4-5 kW(e)h/m3.
Los procesos de desalación pueden ser clasificados en base al cambio de fase, tipo de
energía que usa y separación del solvente y soluto [9]
.
Cambio de fase:
Procesos sin cambio de fase, tal como Ósmosis Inversa (RO) y electrodiálisis (ED)
Procesos con cambio de fase, tales como Flashing en Múltiple Etapa (MSF),
Destilación en Múltiple Efecto (MED), Compresión de Vapor (CV), destilación
solar, congelamiento.
Tipo de energía usada:
Procesos que utilizan calor, tales como procesos de destilación, MSF, MED,
compresión térmica de vapor y destilación solar.
Procesos que utilizan energía mecánica, tales como Ósmosis Inversa y compresión
mecánica de vapor.
Procesos que utilizan energía eléctrica, tales como Electrodiálisis.
Separación de solvente y soluto:
23
Procesos que separan el agua de la solución, tales como MSF, MED, Compresión
térmica de Vapor, compresión mecánica de Vapor y Ósmosis Inversa.
Procesos que separan la sal de la solución, tales como electrodiálisis e Intercambio
Iónico.
En general, los procesos de desalación, pueden ser clasificados en dos categorías [10]
:
a) Los procesos que separan el agua del agua de mar:
Los procesos de destilación,
Los procesos de membrana.
b) Los procesos que separan la sal del agua de mar:
Electrodiálisis;
Intercambio iónico.
Después de 40 años de una intensa investigación y desarrollo en tecnologías para la
desalación de agua de mar, solo los procesos de Flashing en Múltiple Etapa (MSF),
Destilación en Múltiple Efecto (MED) y el proceso de membrana de Ósmosis inversa (RO),
han tenido aplicaciones comerciales a gran escala. En años recientes, se ha tenido un gran
interés en los procesos híbridos, que consisten en combinaciones de algún proceso de
destilación con el Ósmosis Inversa.
2.2 Procesos de destilación [9,10,11]
.
En los procesos de destilación, el agua de mar es calentada hasta evaporación, para así
obtener agua pura, la cual es subsecuentemente condensada. Estos procesos son operados
mediante vapor a baja temperatura como fuente de calor, el cual puede ser suministrado por
una central térmica.
Usualmente, la eficiencia termodinámica de la planta de destilación, es expresada en Kg de
agua producida por Kg de vapor utilizado. Esta razón es llamada comúnmente GOR (Gain-
Output Ratio). Usualmente, el GOR tiene valores de entre 6% y 12% para plantas de
destilación comerciales de Flashing en Múltiple Etapa (MSF) y por arriba de 20% para
plantas de Destilación en Múltiple Efecto (MED).
24
2.2.1 Destilación flashing en múltiple etapa (MSF).
2.2.1.1 Descripción general.
Esta técnica de destilación está formado por una serie de etapas o cámaras de condensación
(15-24 secciones según el diseño), en las que hay un cierto grado de vacío. El agua de mar
fluye a través de cada etapa de evaporación, mediante tubos. Dado que en las etapas hay
agua caliente el agua dentro de los tubos va calentándose poco a poco a medida que se van
pasando secciones. Al final del recorrido el agua de mar precalentada por este proceso
llega a la fuente de calor principal, utilizando principalmente el vapor de una central
térmica asociada, para aumentar la temperatura del agua entre 70-110ºC.
El agua una vez calentada de esta forma, retorna por las mismas secciones en orden inverso
pero por fuera de los tubos. Dado que en cada etapa es mantenida ligeramente por debajo
de la presión de saturación del fluido entrante, se tiene como resultado, una pequeña
fracción de vapor de agua pura. El vapor producido pasa a través de una malla hacia la
parte superior de la cámara de la etapa de evaporación, donde la condensación se consigue
alrededor de los tubos de agua de alimentación, previamente descritos. El condensado se
recoge en unas bandejas especiales. La transferencia de calor que se da en estos tubos de
cada etapa sirve para calentar el agua de alimentación, conforme éste pasa a través de cada
etapa. (Figura 2-1)
La salmuera restante, pasa a través del resto de las etapas, que están subsecuentemente a
bajas presiones, donde el proceso es repetido.
Los fundamentos para el diseño de un sistema de evaporación MSF se basan en el caudal de
circulación necesario para obtener una determinada producción, como la cantidad de vapor
producida en cada una de las etapas es pequeña, necesitaremos grandes flujos de
circulación y un número elevado de etapas.
Figura 2-1 Diagrama esquemático de una instalación MSF.
25
Existen dos configuraciones usadas en las plantas MSF: el modo de reciclado de salmuera
(Brine Recycle Figura 2-2) y el modo de una sola pasada (Once-Through, Figura 2-3),
siendo el modo de reciclado el más utilizado. [10]
Figura 2-2 Diagrama de una planta MSF con reciclado de salmuera.
En el proceso de reciclado de salmuera (MSF-BR), el vapor de la última etapa es
condensado por el agua de mar de alimentación, tomando solo una pequeña fracción, que
será enviada a un tratamiento químico y de desgasificación y posteriormente será mezclada
con la salmuera proveniente de la última etapa del proceso.
En el caso del sistema de una sola pasada (MSF-OT), el agua de alimentación es tomada
directamente del océano.
Figura 2-3 Diagrama de una planta MSF de una sola pasada.
26
2.2.1.2 Componentes principales de una planta MSF.
Los principales componentes de una planta de destilación MSF, se comprende de lo
siguiente:
- Pretratamiento
- Evaporador multietapas MSF.
- Calentador principal.
- Eyectores de vacío.
2.2.1.2.1 Pretratamiento.
El pretratamiento del agua de alimentación a una planta MSF consiste en:
Filtración.
En esta etapa se elimina la materia que está en suspensión, mediante la utilización de
filtros. Los filtros más utilizados son del tipo duplex o los de tipo canasta, con una malla
inferior a los 10 mm.
Regulación de pH.
El pH del agua de mar es relativamente alto, esto facilita la precipitación de sales poco
solubles principalmente los carbonatos y los sulfatos de calcio. Disminuyendo el pH
mediante la adición de un ácido. En la mayoría de las instalaciones se realiza la adición de
ácido sulfúrico concentrado de forma continua hasta conseguir un pH en el agua de
alimentación entre 5 -6 unidades.
Tratamiento Antiincrustante.
Para evitar la precipitación de sales en el interior de los tubos condensadores al agua de
alimentación, se le añade un producto antiincrustante del tipo poli electrolito, a base de poli
fosfatos.
Desgasificación y Desaireación.
Antes de introducirse en el cuerpo del evaporador deben eliminarse de la corriente líquida
de circulación los gases disueltos (CO2, etc.). El sistema de eliminación preliminar de gases
consiste en una torre donde el agua se distribuye con un sistema de rociadores sobre un
empaque. Esta agua una vez saturada de aire se pasa por otra torre donde se produce la
27
desaireación mediante la creación de vacío con eyectores de vapor. Estos eyectores de
vacío son semejantes a los que se utilizan para producir el vacío en las distintas etapas
flash.
2.2.1.2.2 Evaporador múltiple etapas.
El sistema de evaporación consiste en un número de secciones o etapas, las más calientes se
denominan de recuperación de calor y las más frías de rechazo de calor.
Las secciones de rechazo de calor están al final del proceso. Estas etapas se refrigeran
directamente con agua de mar. En ellas se elimina el calor absorbido en las etapas previas
del sistema.
Por otro lado en las secciones de recuperación de calor forman el corazón de la planta y son
las que reciben el agua calentada previamente en el calentador principal. En estas etapas la
condensación ocurre igualmente en los tubos que pasan en la parte superior de las cámaras.
Cámaras de evaporación.
Cada etapa consiste en una cámara de evaporación debajo de un banco de tubos de
condensación. En la cámara se produce un cierto grado de vacío por el que tiene lugar la
evaporación.
El vacío en cada cámara se mantiene por medio de un cierre hidráulico. La alimentación es
introducida en la etapa a través de un orificio que sirve para reducir la presión por debajo
del valor de saturación correspondiente a la temperatura aguas arriba del orificio. Esta caída
de presión da lugar al enfriamiento de la corriente de agua de alimentación y a la
producción simultánea de una pequeña cantidad de vapor al encontrarse la corriente líquida
a una presión inferior a la presión de vaporización correspondiente a su propia temperatura.
En otras palabras, en cada una de las etapas, el líquido encuentra una presión inferior a la
de equilibrio, por tanto una parte del líquido se evapora haciendo bajar la temperatura del
líquido hasta que corresponde a la temperatura de saturación de la etapa.
El vapor producido por esta evaporación instantánea en cada etapa, se condensa alrededor
de los tubos de condensación por los que circula como líquido refrigerante el agua salada
que se va calentando a medida que se va pasando de etapa.
El vapor pasa por un eliminador de gotas o "demister" previamente a su condensación. El
condensado de cada etapa se recoge y se pasa a la etapa siguiente, de tal modo que la
temperatura del condensado va bajando progresivamente, y a la vez cede una pequeña
cantidad de calor al agua en etapas cada vez más frías.
28
Por lo tanto, por cada una de las etapas circulan las corrientes de:
Corriente de circulación de agua de mar fría. Fluye por el interior de los tubos del
condensador desde las etapas frías, o de rechazo de calor, a la etapa más caliente. El
caudal es constante y la temperatura aumenta al absorber la energía latente de
condensación del vapor que condensa en el exterior de los tubos.
Corriente de alimentación de agua de mar. Fluye desde el calentador principal hasta
la última etapa de rechazo de calor, por el exterior de los tubos a través de las
diferentes secciones. A medida que parte del agua salada pasa a vapor, disminuye el
caudal y la temperatura de la corriente circulante.
Corriente de condensado. Ésta es recogida en unas bandejas y circula por las
sucesivas etapas, desde la primera a la última. El caudal se incrementa en cada una
de las etapas, con el vapor condensado en cada una de ellas.
Etapas de rechazo de calor.
Estas etapas se encuentran en el final de la planta. Por ellas entra el agua fría a los tubos de
la parte superior de las cámaras. En estos tubos circula un caudal mayor de agua de mar que
en las etapas de recuperación posteriores, ya que se incorpora cierta cantidad de agua de
mar (80% del caudal) que refrigera el calor aportado en otra parte de la planta. El 20%
restante se mezcla con la corriente de alimentación y vuelve a entrar en la cadena de etapas
de recuperación de calor por el interior de los tubos de condensación.
Etapas de recuperación de calor.
Las cámaras de las etapas de recuperación de calor son idénticas a las de rechazo de calor.
En ellas el agua que circula por la parte superior en los tubos de condensación aumenta de
temperatura a medida que va permitiendo la condensación en las distintas etapas, mientras
que por la parte baja de las cámaras, circula en dirección contraria el agua previamente
calentada en el calentador principal y que consecuentemente, va disminuyendo de
temperatura en cada etapa. El flash se produce por el vacío correspondiente que existe en
cada cámara.
2.2.1.2.3 Calentador principal.
Consiste en un intercambiador de calor entre el agua a la salida del condensador de la
sección de recuperación de calor y vapor de una fuente exterior. El agua absorbe el calor
cedido por el vapor exterior al condensar y alcanza su máxima temperatura.
29
2.2.1.2.4 Eyectores de vacío.
En las etapas "flashing" se obtiene el vacío por medio de los eyectores de vapor. Para
simplificar el control de salida de vapor se utilizan dos válvulas para cada etapa situadas en
extremos, estando conectadas exteriormente. El nivel vacío en cada etapa se calcula según
la temperatura del agua de circulación y la pérdida de presión provocada por los elementos
de "flash".
Los eyectores de vacío se componen de un tubo venturi por el que al circular vapor crea
una depresión en el orificio de salida de la cámara extrayendo los gases del interior de la
misma. En las instalaciones industriales se suele colocar un eyector cada 2 ó 3 etapas.
La diferencia de vacío entre etapas se mantiene mediante un cierre hidráulico en el circuito
de agua salada que se está evaporando.
2.2.2 Destilación en múltiple efecto (MED).
2.2.2.1 Descripción general.
El proceso de destilación en múltiple efecto es una tecnología clásica en ingeniería química.
Su antecedente está en un sistema de simple efecto de evaporación y condensación, que
históricamente han sido aún más utilizados, por ejemplo para producir agua potable en
buques.
En un proceso de múltiple efecto, se utiliza un evaporador de múltiples cámaras donde hay
un cierto vacío, con la característica fundamental de que hay una parte importante de la
evaporación que se produce por ebullición sobre los tubos y sólo una pequeña cantidad se
produce por vacío.
La temperatura y el vacío de cada cámara decrecen en el sentido del flujo del agua, lo que
permite la reducción del punto de ebullición del agua de mar de alimentación sin necesidad
de calentarla después del primer efecto. Las últimas plantas MED construidas operan a una
temperatura máxima de 70 ºC, lo que reduce la posibilidad de incrustaciones dentro de la
planta, pero requiere disponer de mayor superficie de transferencia de calor.
Este sistema consiste en un número de evaporadores de tubos verticales u horizontales que
constituyen los diferentes efectos, (Figura 2.4) además de una fuente de calor, que para este
propósito se utiliza normalmente, vapor suministrado por alguna central térmica, que entra
al primer efecto donde condensa pudiéndose devolver el condensado a la caldera, o bien
mezclarse con el agua producto. El agua se evapora sobre los tubos donde circula el vapor.
Sobre ellos se produce la evaporación. Esto produce a su vez la condensación del vapor
30
dentro de los tubos. Adicionalmente, se produce también una cierta cantidad de vapor por el
efecto flash dentro de cada cámara.
El vapor que se genera en la primera etapa pasa a los tubos de la siguiente etapa donde
condensa internamente al ser rociado con agua, produciéndose a su vez vapor en la etapa.
El agua no evaporada dentro de las etapas se alimenta al siguiente efecto en el que
nuevamente se vierte sobre el haz de tubos que contienen el vapor de agua producido en la
etapa anterior. El vapor dentro de los tubos condensa transformándose en agua producto y
así sucesivamente.
El vapor producido en el último efecto se introduce en el condensador final donde condensa
y se mezcla con el producto ó destilado. En este caso no hay efecto flash. La salmuera del
último efecto se descarga como rechazo al mar. El destilado de cada efecto se va uniendo a
los anteriores para formar el total del producto.
El paso de agua de un efecto a otro, va acompañado de evaporación súbita (flash) debido a
la reducción de presión. Así, la parte de agua que abandona un efecto a la temperatura de
ebullición correspondiente, se evapora por flash cuando se encuentra expuesta en el
siguiente efecto a una presión de vapor menor. El efecto multiflash se consigue
concatenando los procesos.
Figura 2-4 Planta MED mediante tubos verticales de evaporación.
Los fundamentos para el diseño de un sistema de evaporación MED se basan en el caudal
de circulación necesaria para obtener una determinada producción. El caudal de aportación
necesario estará en función del calor aportado por la fuente exterior y la relación de
31
alimentación será menor cuanto mayor sea este caudal y el evaporador tenga mayor número
de etapas.
2.2.2.2 Componentes principales de una planta MED.
Los principales componentes que comprende una instalación MED, son los siguientes:
- Pretratamiento.
- Evaporador múltiefecto.
- Sistema de evacuación de gases no condensables.
2.2.2.2.1 Pretratamiento.
El agua de mar que alimenta a una planta MED debe pasar por una serie de tratamientos
antes de introducirse en el evaporador. Estos procesos están encaminados a reducir la
contaminación y deterioro de los tubos intercambiadores, así como los problemas de
corrosión. Es de señalar que los problemas de corrosión debido a los materiales de última
generación: aleaciones de aluminio, cobre, níquel, titanio y acero inoxidable 904, etc. se
han superado en la mayoría de las instalaciones.
Control del desarrollo biológico.
El control de la contaminación bacteriológica o por algas se puede realizar mediante la
eliminación del oxígeno o con un biocida como el cloro.
El cloro se aplica en forma de gas o más frecuentemente mediante soluciones líquidas de
hipoclorito sódico ó potásico. El proceso de desinfección consiste en la formación de ácido
hipocloroso que posee una elevada acción biocida.
Filtración.
En este proceso se elimina la materia en suspensión por medio de una filtración. Los
sistemas de desalación por evaporación no son tan sensibles como los de membranas al
ensuciamiento y en la mayoría de las instalaciones MED es suficiente con una o dos etapas
de filtración con filtros de cesta con una luz de malla o diámetro de los huecos inferior a 10
mm. O filtros granulares de diámetro nominal inferior a 5 mm.
Regulación de pH
32
El agua de mar tiene un pH alto, cerca de 8 unidades, a estos valores el riesgo de
precipitación de sales es elevado. Para evitar la precipitación de las sales poco solubles,
principalmente los carbonatos y los sulfatos de calcio, se realiza una acidificación al agua
de alimentación al sistema, generalmente mediante la adición de ácido sulfúrico
concentrado.
Tratamiento Anti-incrustante.
Los sólidos en suspensión y disueltos contenidos en el agua de mar pueden precipitar en los
tubos de los intercambiadores. Estos depósitos, pueden ser blandos del tipo lodoso, o duros
de tipo alcalino por precipitación del sulfato de calcio. Los aditivos inhibidores consisten en
un preparado a base de poli fosfatos que permiten trabajar a unas temperaturas de hasta 90
ºC.
Desgasificación / Descarbonatación.
El equipo de eliminación de los gases disueltos en el agua de alimentación suele consistir
en una torre con una purga de aire. El agua se alimenta en cascada sobre el lecho
empacado. A la salida de la torre, se coloca un condensador del cual se extraen los gases
mediante un eyector de vapor.
2.2.2.2.2 Evaporador MED.
Como ya se indicó, el sistema de evaporación MED consiste en un número de efectos
(etapas), los más calientes se denominan de recuperación de calor y las más frías de
rechazo de calor, al igual que en las MSF.
La sección de rechazo de calor se refrigera directamente con agua de mar sobre los tubos
donde condensa el vapor producido en las etapas anteriores.
El vapor de la fuente exterior es alimentado a la primera etapa de recuperación de calor,
que es la más caliente. El agua que se evapora en las etapas de recuperación de calor está a
una temperatura superior a las de rechazo ya que se ha calentado en éstas.
Efectos de Recuperación de Calor.
Como se ha mencionado anteriormente, cada efecto consiste en una cámara de evaporación
en la que se encuentra el sistema de tubos por los que circula el vapor. En la cámara se
produce un cierto grado de vacío lo que permite que la evaporación tenga lugar a una
temperatura más baja. El vacío en cada cámara se mantiene por medio de un cierre
33
hidráulico. El agua de alimentación es introducida en forma de lluvia formando una
película delgada y continua sobre la superficie exterior de los tubos por los que circula el
vapor. En cada uno de los efectos, parte del líquido se evapora al entrar en contacto con la
superficie caliente de los tubos y otra pequeña parte se evapora de forma súbita al
encontrarse en la cámara una presión inferior a la de saturación para su temperatura.
El vapor producido pasa por un eliminador de humedad o "demister", parte de este vapor
condensa en un precalentador cediendo su calor latente al agua de alimentación. La parte no
condensada es alimentada como vapor de calefacción al siguiente efecto.
El vapor condensado en el interior de los tubos es recogido como corriente de producto
circulando a través de los diferentes efectos. La salmuera cada vez más concentrada es
bombeada desde la parte inferior de la cámara al siguiente grupo de efectos.
Condensador de Rechazo de Calor.
Cada efecto consiste en una cámara similar a las de recuperación de calor. La diferencia
está en que por el condensador circula agua de mar que refrigera el calor rechazado por el
proceso calentándose aproximadamente unos 10 grados. A la salida del condensador el
caudal de agua de mar se divide en dos corrientes, una parte se devuelve al mar, mientras
otra es alimentada al grupo de efectos evaporadores más fríos.
2.2.2.2.3 Sistema de evacuación de gases no condensables.
El proceso MED opera en vacío, por lo tanto se necesita evacuar continuamente los gases
no condensables que se acumulan en los efectos de evaporación- condensación.
Estos gases no condensables (GNC) son evacuados de cada efecto a un colector común que
se une al condensador de la planta MED. Del condensador de la unidad, los gases no
condensables son evacuados por medio de un sistema de eyectores de vapor y
condensadores a la atmósfera.
Los eyectores de vacío consisten en un venturi por el que al circular vapor crea una
depresión en el orificio de salida de la cámara por la que circula la corriente de líquido
extrayendo los gases del interior de la misma. En las instalaciones industriales se suele
colocar un eyector cada 1 o 2 grupos de efectos.
El vacío en cada etapa está definido por la temperatura del agua de circulación y por la
pérdida de presión. La diferencia de vacío entre etapas se mantiene mediante un cierre
hidráulico en el circuito de agua salada que se está evaporando.
34
2.3 Proceso de compresión de vapor (CV). [9,10]
2.3.1 Descripción general.
El proceso de compresión de vapor es una variante de los sistemas de destilación. En él se
produce la evaporación y condensación de agua, en una o dos etapas. A diferencia de los
otros procesos, el vapor de calefacción es el propio vapor producido por el sistema. Este
vapor se comprime hasta alcanzar el nivel energético requerido en la evaporación.
Por tanto el sistema incluye un elemento clave que es el compresor de vapor. La aportación
energética al proceso no es vapor, sino energía eléctrica para accionar el motor del
compresor.
El agua de alimentación, una vez en la planta, se trata con una pequeña dosis de aditivo a
base de polifosfato. Este tratamiento tiene como función inhibir la formación de
incrustaciones. Posteriormente, pasa a través de dos intercambiadores de calor donde se
recupera el calor de las corrientes de producto y de salmuera descargada de la unidad.
Una vez precalentada el agua, se alimenta como refrigerante a un condensador auxiliar en
el que se eliminan los gases no condensables de la corriente de circulación. Posteriormente,
se introduce en el evaporador cayendo en forma de lluvia sobre los tubos por los que
circula vapor. El agua se calienta hasta su ebullición y se evapora parcialmente por el calor
latente del vapor que circula en el interior de los tubos. (Figura 2.5) Este vapor, una vez que
ha cedido su calor, condensa en el interior de los tubos, al otro lado de la superficie del
intercambiador de calor a la temperatura de saturación.
El vapor, generado en la cámara principal, es aspirado por el compresor y descargado
nuevamente al evaporador como medio de fuente de calor en el interior de los tubos
intercambiadores. El vapor en la descarga del compresor se encuentra como vapor
recalentado a una presión mayor que en la succión. Este vapor sobrecalentado y
comprimido, pierde nuevamente su calor sensible por enfriamiento hasta la temperatura de
saturación, y condensa por el intercambio de calor con el líquido alimentado en el exterior
de los tubos.
La parte de la alimentación que no ha evaporado, forma la salmuera o rechazo que se
recoge en la parte inferior de la cámara del evaporador. Esta corriente se separa en dos, una
pequeña parte es evacuada del sistema y la otra se mezcla con agua nueva, haciéndose
recircular como agua de alimentación al evaporador.
35
Figura 2-5 Arreglo de una planta de compresión de vapor.
Tanto el producto como la salmuera que se descargan del evaporador, van al
intercambiador de calor de multiflujo para precalentar la alimentación. Ésta puede también
precalentarse mediante una aportación auxiliar de calor (descarga de grupo diesel, vapor
disponible, o calefacción eléctrica en unidades pequeñas).
Las pérdidas de calor al ambiente son insignificantes debido a la operación a baja
temperatura. No hay necesidad de disponer de una fuente exterior de calor para compensar
estas pérdidas y mantener el equilibrio térmico; la energía mecánica que suministran los
motores eléctricos para comprimir vapor y hacer circular el fluido compensa las pérdidas de
calor. La temperatura máxima alcanzada por el agua de mar en la planta es de 64 ºC frente a
otros sistemas donde la temperatura es muy superior. Esto supone que la carga térmica
movida en los intercambiadores de agua de mar de entrada sea pequeña, limitando el
volumen tanto del evaporador como de los intercambiadores.
Además, debido a esta baja temperatura, su superficie se ve menos afectada por las
incrustaciones, requiriéndose por lo tanto limpiezas en muy raras ocasiones.
2.3.2 Principales componentes de una instalación CV.
El diagrama de flujo de un sistema de compresión de vapor comprende las siguientes
secciones:
- Pretratamiento.
- Intercambiadores de calor.
36
- Eliminación de gases no condensables.
- Evaporador: Cámara principal, Tubos de evaporación - condensación.
- Compresor.
- Postratamiento.
2.3.2.1 Pretratamiento.
En la mayoría de las instalaciones de compresión de vapor, que operan en la actualidad, el
único pretratamiento que recibe el agua de alimentación al sistema es la adición de un anti-
incrustante. Este anti-incrustante es un preparado a base de poli fosfatos.
En aguas que lo necesiten el pretratamiento sería el típico en sistemas de destilación, con
una o varias etapas de filtración, tratamiento ácido, etc.
2.3.2.2 Intercambiadores de calor.
Los intercambiadores de calor son del tipo multiflujo de placas de titanio, cada equipo de
compresión está provisto de dos unidades de intercambio, en la primera de ellas, circulan de
forma separada las corrientes de alimentación y de salmuera de rechazo. En la segunda,
tiene lugar el intercambio de calor entre las corrientes de alimentación y producto.
2.3.2.3 Eliminación de gases no condensables.
El sistema de eliminación de gases no condensables consiste en un condensador eliminador
de aire. Este condensador puede ser del tipo de Tubos Horizontales Película Descendente.
Los tubos intercambiadores de aleación de aluminio se instalan en el cuerpo del
condensador de acero recubierto con pintura epoxi.
Los gases son evacuados del sistema por medio de la bomba de vacío de anillo líquido.
2.3.2.4 Evaporador: cámara principal, tubos de evaporación-condensación.
El evaporador, es del tipo Tubos Horizontales de Película Descendente. La cámara
principal del evaporador consiste en un cilindro, en el interior del cual se colocan los tubos
intercambiadores. El cilindro está construido de acero dúctil, con un recubrimiento de
protección con base de pintura epoxi.
Sistema de alimentación de agua salina.
37
El sistema de distribución de la alimentación está constituido por una canalización de
material sintético. Esta canalización está provista de varias boquillas por las que el agua de
alimentación es evaporada sobre la cara externa de los tubos evaporadores. El flujo de
alimentación debe ser en todo momento una película delgada y continua que asegure el
contacto íntimo entre las corrientes de líquido y vapor a través de las paredes de los tubos
evaporadores. La canalización discurre por el interior del evaporador, lo más cercana a su
parte superior.
Tubos evaporadores.
Los tubos evaporadores que pueden ser de sección circular o rectangular están construidos
en aleación de aluminio, este material posee un elevado coeficiente de transferencia de
calor entre las corrientes de vapor (en el interior) y líquido (en el exterior). Además,
permite trabajar a temperaturas elevadas (> 60ºC) con escasos problemas de corrosión.
Filtro eliminador de gotas.
El sistema se completa con un filtro eliminador de gotas, Knitmesh de acero inoxidable con
un separador tipo "louvre" en polipropileno. Este filtro evita que el vapor arrastre gotas de
salmuera hacia el compresor.
Sistema recolector de salmuera.
En la parte inferior del cilindro se encuentra el equipo recolector de la salmuera que no ha
evaporado, parte de la cual se recicla nuevamente como alimentación del sistema. En el
interior de los tubos cambiadores se recoge el vapor condensador que forma la corriente de
producto que debe ser evacuada del sistema.
2.3.2.5 Compresor.
El compresor del tipo centrífugo radial de palas, crea mediante la succión del vapor
producido, el vacío en el interior de la cámara de evaporación. El vacío debido a la succión
hace que la presión del vapor sea menor que la de equilibrio con el agua de mar que cae por
la cara externa de los tubos. Este efecto ocasiona que una parte del agua de alimentación se
evapore.
El rotor del compresor es de aluminio y las palas de titanio. La lubricación de los cojinetes
es forzada y con cierres mecánicos dobles para evitar la contaminación del agua o del
vapor.
38
2.3.2.6 Postratamiento.
El agua producto (o condensado) después de enfriado es pos-tratado químicamente con el
fin de neutralizar su pequeña acidez, y finalmente descargado al depósito de
almacenamiento.
Normalmente el agua producto de estas plantas antes de su distribución se mezcla con agua
procedente de la desalación por ósmosis inversa o de pozos de agua salobre. La mezcla con
otras aguas sustituye los aditivos químicos necesarios obteniendo unas características
adecuadas para su distribución.
El postratamiento típico consiste en la adición de una base, generalmente cal (hidróxido
cálcico). Otros aditivos utilizados son hipoclorito cálcico al 65% en cloro activo,
consiguiendo una concentración 1-1,5 ppm de cloro en el producto. También para corregir
el pH se utiliza carbonato sódico Na2CO3.
2.4 Procesos de membrana. [9,10]
2.4.1 Ósmosis inversa (RO).
La ósmosis es un proceso natural, por el cual, fluye una solución pura o diluida a través de
una membrana semipermeable, para obtener una solución más concentrada, debido a la
diferencia de potencial químico entre ambas fases líquidas. Esto provoca una presión
diferencial a través de la membrana, conocida como diferencia de presión osmótica.
Si a la solución más concentrada se le aplica una presión más alta que la presión osmótica
natural, se produce una inversión del fenómeno natural. Bajo tales condiciones, el agua
fluye de la solución concentrada a la solución diluida. Tal proceso se denomina Ósmosis
Inversa o híper filtración. Figura 2-6.
En este proceso el agua (solvente) permea preferentemente a través de la membrana. Esto
ocasiona un aumento creciente en la concentración de solutos y en la presión osmótica de la
solución por el lado del concentrado, frenando el proceso. Los solutos pueden ser de
naturaleza orgánica (azúcares, péptidos, etc.) o inorgánica (cloruro de sodio, carbonato de
calcio, etc.) con dimensiones entre 1 y 50 Å.
Dependiendo del tipo de membrana y de las condiciones de operación, la ósmosis inversa
puede retener entre 90 y 99.9% de los compuestos en solución, valores que dependen de la
dimensión molecular, diferencia de solubilidad y difusión relativa de los compuestos en
solución.
39
Una planta de desalación de agua de mar mediante Ósmosis Inversa, consiste
principalmente, de una sección de pre-tratamiento, una sección de bombeo a alta presión,
una sección de membranas modular, y una sección de post-tratamiento. En la actualidad las
plantas de Ósmosis Inversa de gran capacidad, utilizan turbinas de recuperación, donde la
presión de la salmuera de descarga es utilizada para generar electricidad y con esto
disminuir los costos de consumo del sistema.
En este proceso el agua de mar es bombeada a alta presión contra una membrana en un
contenedor. Una pequeña porción del agua de alimentación pasa a través de la membrana,
mientras que la porción de agua que no pasó a través de la membrana, es descargada del
sistema con una alta salinidad.
Figura 2-6 Proceso de Membrana. Ósmosis Inversa
2.4.1.1 Pretratamiento.
Las plantas RO, necesitan de un pretratamiento de la solución salobre a desalar, con la
finalidad de proteger las membranas. El tipo de tratamiento depende de varios factores,
tales como, composición del agua de mar y temperatura, materiales que componen la
membrana y razón de recuperación. El proceso de pretratamiento puede incluir los
siguientes pasos:
- Desinfección mediante cloro, para prevenir crecimiento biológico en el agua de
alimentación
- Coagulación mediante uno de los métodos mecánicos de separación (sedimentación,
40
filtración, flotación), para remover la materia coloidal y suspendida del agua de
alimentación.
- Acondicionamiento con ácidos para ajustar el índice del pH para suprimir la escala
de carbonato y con inhibidores (poli fosfatos) para prevenir la escala de ácidos.
A continuación del pretratamiento, se realiza una filtración para eliminar las partículas en
suspensión que pudieran existir en el agua y que disminuirían el rendimiento de las
membranas. Con la utilización de esta filtración, el sistema utiliza una menor cantidad de
productos químicos, con lo cual se consigue que bajen los costos de producción de agua.
2.4.1.2 Membranas. [12]
Las membranas, están fabricadas en una variedad de configuraciones geométricas, a saber.
- Membranas planas.
- Membranas tubulares.
- Membranas de fibra hueca (hollow fibre) o capilares.
- Membranas espirales (spiral-wound).
En la actualidad existen dos configuraciones comerciales: la configuración de espirales y la
configuración de fibra hueca. En ambas configuraciones, los módulos están conectados en
serie, dentro del contenedor.
Las membranas espirales (spiral wound) están formadas por 2 hojas o láminas de
membrana, separadas por una malla que cumple la doble función de servir como soporte
mecánico de las membranas y como espaciador permitiendo el libre paso del permeado. El
conjunto de las dos membranas más el soporte, se enrolla en torno a un tubo central que
sirve como colector del permeado. La configuración espiral permite trabajar a altas
presiones (hasta 70 bar para aplicaciones de ósmosis inversa) sin producir daño en la
membrana. Estos elementos tienen una gran área efectiva por unidad de volumen. La
densidad de empaque es alta y puede modificarse según el tipo de espaciador usado, para
aplicaciones en alimentaciones que requieran una configuración más abierta, por ejemplo
de mayor viscosidad y/o contenido de sólidos. Los espaciadores usados en las membranas
espirales varían entre 0,7 y 2 mm de espesor (o altura de canal). En la Figura 2-7 se muestra
un módulo de configuración espiral.
Una desventaja de este tipo de configuración es su deficiente capacidad de operación en
presencia de alimentaciones con alta suspensión de sólidos, que provocan el bloqueo del
canal de flujo de alimentación. Este problema puede controlarse en parte, con una
apropiada pre-filtración de la alimentación.
41
La denominación de membranas de fibra hueca proviene del tamaño extremadamente
pequeño, entre 1 y 3 mm, de los tubos de membrana. Figura 2-8. Las membranas están
contenidas en un módulo o elemento cilíndrico, y cada elemento está compuesto de miles
de fibras huecas. Debido a esto, la configuración es muy compacta y posee una alta
densidad de empaque, 10 a 20 veces más que el diseño espiral. Este tipo de configuración
permite trabajar a altas presiones (hasta 80 bars) y posee una alta razón de recuperación,
por arriba del 55%.
Figura 2-7 Membrana tipo espiral.
Típicamente las configuraciones de membranas de fibra hueca, son arreglos de tubos U,
similares a los tubos de los intercambiadores de calor.
2.4.1.3 Postratamiento.
El agua producto, proveniente de las etapas de filtrado, generalmente necesita un
tratamiento, antes de comenzar la distribución como agua potable. En este post-tratamiento
se incluye un ajuste del pH, generalmente mediante la adición de una base, la remoción de
gases tales como H2S y CO2, mediante aireación y desinfección.
42
Figura 2-8 Membrana de fibra hueca.
2.5 Otras tecnologías. [9]
2.5.1 Congelamiento.
La desalinización por congelamiento, es operada mediante el enfriamiento de una
disolución acuosa (agua de mar), el sólido que se separa de la disolución es agua casi pura.
Así, los cristales de hielo obtenidos del agua de mar congelada en las plantas de
desalinización podrían decantarse y derretirse para producir agua utilizable. La principal
ventaja de la congelación, comparada con la destilación, es el bajo consumo de energía.
La principal desventaja de la congelación se relaciona con el lento crecimiento de cristales
de hielo y con la eliminación de los depósitos salinos en los cristales.
2.5.2 Intercambio iónico.
El intercambio iónico también es un proceso que separa sales y se basa en las propiedades
que presentan ciertas sustancias sólidas insolubles que son capaces de intercambiar aniones
o cationes cuando se ponen en contacto con un electrolito. Las resinas liberarán iones H+ y
OH- y fijarán los iones de electrolito. Estas resinas terminan por agotarse y hay que
regenerarlas con productos químicos. Sólo es de aplicación en aguas poco concentradas y
como tratamiento en procesos industriales.
2.5.3 Electrodiálisis.
La electrodiálisis es otro proceso que también utiliza membranas semipermeables y
selectivas al paso de los iones positivos o negativos. Si se crea un campo eléctrico al que se
43
somete el agua salada, los cationes y los aniones emigran hacia sus respectivos electrodos.
Si entre el camino hacia el ánodo y cátodo se encuentran las membranas selectivas, una de
las cuales es permeable a los cationes y la otra es a los aniones los iones, se irá
paulatinamente formando una zona de baja salinidad entre las dos membranas.
Aunque el proceso de electrodiálisis es conocido desde comienzos del siglo XX, fue a partir
del año 1940, cuando la fabricación de nuevas membranas permitió la implantación
comercial de este tipo de tecnología para desalar agua a baja salinidad.
Este tipo de plantas, al igual que las de Ósmosis Inversa, requieren de un extenso
pretratamiento del agua de alimentación, con la finalidad de no dañar irreversiblemente las
membranas.
Figura 2-9 Procesos de electrodiálisis.
2.6 Sistemas híbridos de desalación. [9]
Hay muchas formas para mejorar la eficiencia y costo del agua como producto de las
plantas de desalación. Un medio es combinar dos o más sistemas de desalación resultando
en una planta híbrida. Los sistemas híbridos pueden ofrecer mejoramiento en el
funcionamiento, ahorros en el pretratamiento y reducción en el costo total del agua. En años
pasados se han propuesto varios sistemas híbridos de desalación, a saber:
44
Combinación de Ósmosis Inversa con procesos de destilación.
Combinación de compresión de vapor con procesos de destilación.
Combinación de Ósmosis Inversa con procesos de compresión de vapor.
2.6.1 Ósmosis inversa con destilación.
La integración de los sistemas MSF y RO ó MED y RO en la misma localización ofrecen la
oportunidad de reducir costos y reunir diversos requerimientos de la calidad del agua como
producto cuando las plantas industriales son parte de la base del cliente.
El costo se puede reducir mediante el uso de la salmuera rechazada de la planta RO como
alimentación en la planta de destilación, de tal manera que reduce el pretratamiento
químico y los costos de entrada y salida. Otra opción es usar la corriente de la salmuera
rechazada de la planta de destilación como alimentación para la planta RO.
En el caso del MED, el agua de mar, requerida como agua de enfriamiento por el efecto del
condensador (último efecto), es calentada arriba de 3-5 ºC. Esta agua de mar ligeramente
calentada, puede ser usada como agua de alimentación para RO. Una elevación de
temperatura de 5 ºC del agua de alimentación significa alrededor de 15-20% menos área de
la membrana requerida. Además la salmuera rechazada de la planta RO puede ser usada
como alimentación para el LT-MED, produciendo agua de alta calidad como producto.
2.6.2 Combinación de CV con destilación.
El acoplamiento de compresión de vapor con un proceso de destilación, permite la
posibilidad de aumentar el GOR. El proceso de compresión de vapor en múltiple efecto,
consiste de un ETV (Evaporador de Tubos Verticales) acoplados a un sistema CV; en este
proceso, la cantidad de calor que se rechaza, es reducido mediante la reducción del
requerimiento de la refrigeración con el sistema CV. Otra combinación de múltiple
efecto/múltiple etapa CV, incluye una turbina de gas, una turbina de vapor y un calentador.
La ventaja es la reducción en el consumo eléctrico, un alto GOR, menor pretratamiento
químico y alta temperatura de operación.
2.6.3 Combinación de RO con CV.
Las tecnologías CV y RO, pueden ser acopladas en un sistema híbrido, con el mismo
conjunto de ventajas ofrecidas por las plantas híbridas de destilación y Ósmosis Inversa.
45
Ambas unidades solo consumen energía eléctrica, por lo tanto no se requiere de una fuente
de calor.
Investigaciones preliminares que se han llevado a cabo sobre el uso de ultrafiltración (UF),
como pretratamiento en plantas RO y nanofiltración (NF) como un medio para mejorar el
funcionamiento de las plantas RO y MSF. La adopción del sistema de UF reduce la
contaminación y las incrustaciones en las plantas RO, mejorando la vida de la membrana.
La NF incrementa la recuperación del producto en plantas RO por eliminación parcial de
las sales y de la mayoría de las incrustaciones constituyentes. Una combinación de NF,
agua de mar RO y MSF puede ser una opción prometedora.
46
Capítulo 3
Acoplamiento de Reactores Nucleares con Sistemas de
Desalinización.
3.1 Introducción.
Los reactores nucleares suministran energía a los procesos de desalación, ya sea en la forma
de calor o en la forma de energía mecánica eléctrica. El suministro de energía térmica para
los procesos de destilación tales como MED o MSF y el suministro de energía mecánica
eléctrica para los procesos que están basados en energía mecánica tales como RO, MVC o
MED/CV. A parte de la energía básica para el proceso de desalación, todos los procesos
requieren de energía eléctrica para el bombeo, componentes auxiliares y otros servicios.
La energía nuclear se utiliza para producir electricidad en 31 países, 435 plantas con una
capacidad de 349 GWe. Algunas de estas plantas se han comenzado a utilizar para la
cogeneración de agua caliente y/o vapor para la sección de calentado en la desalación de
agua de mar o para procesos industriales.
Experiencias significativas en la cogeneración de energía eléctrica y calor existen en países
como Bulgaria, Canadá, Alemania, Hungría, Japón, Rusia, Eslovaquia, Suiza, Ucrania y los
Estados Unidos de América.
Logrando más de 500 años reactor de experiencia operativa combinada en plantas
existentes de desalación nuclear y en lo relacionado al acoplamiento de reactores nucleares
con solo aplicaciones de calor tales como zonas de calentamiento y procesos de producción
de calor. Esta experiencia ha mostrado que los niveles de radioactividad en los complejos
industriales siempre se han mantenido dentro de los límites de la regulación.
3.2 Descripción técnica de algunos conceptos de acoplamiento. [9]
Las plantas de desalinización pueden estar acopladas como plantas de un solo propósito o
como plantas de cogeneración. En el caso de una planta de desalinización nuclear, la
energía es exclusivamente utilizada para el proceso de desalación, obteniendo como único
producto de salida agua desalada. Es decir, el reactor nuclear es completamente utilizado
para suministrar energía para el proceso de desalación. En el caso de una planta de
cogeneración, solo una parte de la energía es utilizada para desalación.
47
Una planta de cogeneración produce agua y electricidad simultáneamente. La Figura 3-1
muestra un diagrama de flujo simplificado de los ciclos de vapor de una planta de propósito
simple, una planta de potencia y una planta de cogeneración.
Cuando un reactor es utilizado para suministrar vapor para el proceso de desalación; el
método de acoplamiento tiene un significado técnico e impacto económico. El método
óptimo de acoplamiento depende del tamaño y el tipo del reactor nuclear, las características
específicas del proceso de desalación y la conveniencia de la generación eléctrica como un
coproducto o viceversa.
Figura 3-1 Representación de plantas de propósito simple y plantas de cogeneración.
3.2.1 Acoplamiento de plantas de desalinización a reactores de potencia.
Los reactores de potencia son adecuados para procesos de desalación que requieren energía
eléctrica tales como RO y CV. La energía es suministrada desde una instalación eléctrica
para energizar las bombas de alta presión en un proceso RO o al compresor principal en un
proceso CV. El acoplamiento eléctrico de una planta de potencia nuclear con una planta de
desalación (RO o CV) es simple, requiriendo solo una conexión eléctrica. Hay una pequeña
interdependencia entre la planta de generación eléctrica y la planta de desalación
produciendo agua desalada. Esto permite flexibilidad con respecto al sitio y el tamaño de la
planta. No es esencial la colocación de ambas plantas en un mismo sitio. Debido a que la
conexión eléctrica es la única interface entre éstas, el riesgo de contaminación radioactiva
es mínimo.
Sin embargo, la localización de una planta nuclear y una planta de desalinización en el
mismo lugar ofrece algunas ventajas importantes. La planta puede ocupar las estructuras de
toma y desembocadura, otras facilidades y el personal. En este arreglo la planta es referida
como una planta contigua.
48
El agua de enfriamiento del condensador de la planta es usualmente descargada al océano.
En una planta contigua es posible utilizar esta agua de mar caliente como alimentación a
una planta RO, consecuentemente mejorando el funcionamiento de la planta de desalación.
En este arreglo, el calor rechazado del reactor de potencia es usado para mejorar la
eficiencia de la planta RO. El incremento de la temperatura de operación a un alto flujo en
la membrana RO produce más agua desalada en una misma área de membrana.
Utilizando un pre tratamiento apropiado en la alimentación, diseño de sistemas y técnicas
de optimización, se puede mejorar la eficiencia y los costos de la planta de desalación.
3.2.2 Acoplamiento de plantas de desalinización a reactores de calentamiento.
En este tipo de acoplamiento, el vapor (o agua caliente) producido por el reactor es
directamente suministrado a un proceso de desalación térmico sin producir electricidad.
La electricidad que es requerida es solamente para el bombeo del agua y para los auxiliares
y ésta es suministrada desde otra fuente (red eléctrica). En este arreglo lo más deseable es
contar con el reactor y la planta de desalinización lo más juntas posible para minimizar la
pérdida de calor en las tuberías.
En reactores de potencia, el vapor es generado a alta temperatura y presión, mientras que en
reactores de calentamiento, se necesita producir solo vapor a baja temperatura o agua
caliente para el proceso de desalación. Los procesos de desalación térmicos tienen un límite
superior de temperatura de alrededor 140 °C, debido a las incrustaciones por arriba de esta
temperatura. Para este tipo de reactores, los cuales están diseñados para suministrar vapor a
130 °C o inferior, tienen el mejor potencial para el acoplamiento con plantas de
desalinización.
Consideraciones típicas de acoplamiento incluyendo condiciones de vapor, que son de
interés para varias tecnologías térmicas en la desalinización, están ilustradas en los
siguientes casos:
Caso I LT-MED.
Vapor entre 2.0-3.7 bar (120-140°C) puede utilizarse en plantas MSF y HT-MED,
obteniendo un GOR alto. Para prevenir la formación de incrustaciones, la temperatura
máxima de salmuera está limitada entre 121°C para plantas de MSF de reciclado; 135°C
para MSF de una sola pasada y 130°C para HT-MED, dependiendo de las condiciones del
agua de mar.
49
En el caso de MSF, el calentado de la salmuera sirve como una barrera secundaria (Figura
3-2). La salmuera en el calentador es mantenida a una presión mayor, que el fluido caliente,
así que la dirección del flujo en caso de una fuga será del sistema de desalación hacia éste.
Figura 3-2 Aislamiento de lazo intermedio entre el reactor de calentamiento y una planta MSF.
Caso II LT-MED.
Vapor entre 0.3-0.4 bar (69-76°C) puede ser usado en plantas LT-MED, con una
temperatura de operación máxima de salmuera de entre 60-65°C. Las condiciones térmicas
en este caso son moderadas debido a la baja temperatura y presión de operación. El
acoplamiento térmico en el caso MED debe incluir un lazo aislante utilizando agua de alta
calidad en un lazo cerrado y un lazo abierto para la circulación de la salmuera (Figura 3-3).
En el lazo aislado, el vapor es condensado, transfiriendo su calor a otro medio de
transferencia de calor, que es usado para calentar la salmuera. El medio de transferencia de
calor puede ser agua presurizada o agua hirviente.
3.2.3 Acoplamiento de plantas de desalinización a reactores para cogeneración.
En el caso de plantas nucleares que pueden ser utilizadas para cogeneración de electricidad
y calor, el vapor puede ser obtenido de puntos estratégicos en el circuito secundario de la
planta de potencia para uso de la planta de desalación. Sin embargo, se deben incluir
barreras protectoras en todos los modos de cogeneración para prevenir un traslado de
radioactividad.
50
Hay dos tipos de cogeneración.
Cogeneración paralela.
Cogeneración en serie.
En la cogeneración paralela, la electricidad es producida como un coproducto junto con el
agua desalada pero desviando una parte del vapor a la turbina para la producción de
electricidad en una forma convencional y la otra parte del vapor es utilizada para la
desalación. Esta cogeneración permite incrementar el uso de energía.
Figura 3-3 Aislamiento de lazo intermedio entre el reactor de calentamiento y una planta MED.
En la generación en serie, la electricidad es producida por expansión del vapor a través de
una turbina con una presión elevada a la salida de ésta y entonces es dirigido hacia el
proceso de desalación. Esta forma de cogeneración da como resultado la reducción del
consumo total de energía comparado a la consumida en la cogeneración en paralelo. Desde
el punto de vista termodinámico, es conveniente convertir más de la entalpía del vapor a
energía mecánica eléctrica en el turbogenerador, antes de usar a éste como un medio de
calentamiento en una planta de desalación térmica para producir agua potable. Aumentando
la presión de salida de la turbina, incrementa la temperatura de calor disponible para la
planta de desalación pero reduce la cantidad de electricidad generada. Por lo tanto, en la
cogeneración en serie, la presión de salida de la turbina debe ser optimizada para la
economía de las plantas.
La Figura 3-4 muestra un diagrama esquemático del acoplamiento de una planta MSF con
un reactor de potencia nuclear junto con un intercambiador de calor intermedio con un lazo
aislado adicional. Una configuración del acoplamiento para un reactor de potencia nuclear
con una planta MED es mostrada en la Figura 3-5. Este utiliza un lazo flash como una
barrera aislante.
51
Esto puede ser ventajoso el usar parte de la electricidad generada por la planta de
cogeneración para la operación de plantas RO y MVC, en adición a las plantas térmicas de
desalación. Los sistemas híbridos en una misma locación pueden jugar un papel muy
importante en la reducción de costos del agua. La Figura 3-6 muestra un arreglo
esquemático de un acoplamiento para una planta híbrida MSF-RO.
Figura 3-4 Diagrama esquemático de una planta de potencia nuclear acoplada a una planta MSF
Figura 3-5 Diagrama esquemático de una planta de potencia nuclear acoplada a una planta MED
52
Figura 3-6 Diagrama esquemático de una planta de potencia nuclear acoplada a una planta MSF-RO.
3.3 Requerimientos de diseño para el acoplamiento.
3.3.1 Seguridad.
La seguridad en una planta de desalación nuclear depende principalmente de la seguridad
del reactor nuclear y de la interface entre la planta nuclear y el sistema de desalinización.
Esto debe asegurar que alguna variación en la carga de consumo de vapor por parte de la
planta de desalación no cause una situación de peligro en la planta nuclear. Medidas
adecuadas de seguridad deberán ser introducidas para asegurar que cero radioactividad sea
liberada hacia el agua producto. El riesgo deberá evaluar también el arrastre de
radioactividad accidentalmente.
El requerimiento básico para prevenir la contaminación radiactiva de la planta de
desalación y/o la atmosfera es de extrema importancia en el acoplamiento térmico. Al
menos dos barreras mecánica y de cambio de presiones entre el refrigerante primario del
reactor y la salmuera deben ser incorporadas. En el caso del reactor de agua presurizada, el
generador de vapor es la primera barrera; la segunda barrera puede considerarse al
condensador principal de la planta.
Los reactores generadores de calor más adecuados para ser acoplados a plantas de
desalación son aquellos con un circuito primario de enfriamiento cerrado, tales como las
53
plantas con reactores PWR y PHWR. En este arreglo el calor es suministrado a través de
una interface con un generador de vapor o un intercambiador de calor del primario. Esto
suministra una barrera entre el refrigerante del reactor y el vapor (o agua) para desalar. El
suministro directo de vapor desde el núcleo del reactor a la planta de desalación, como es el
caso en una planta BWR, no es conveniente, ya que no se cuenta con una barrera
intermedia.
3.3.2 Vida de diseño.
La vida de diseño del sistema acoplado deberá ser tan largo como la vida de un proceso
individual, es decir, el sistema nuclear y el sistema de desalación. Los principales
componentes de una planta nuclear están diseñados para más de 40 años. Durante la
operación, los componentes pueden deteriorarse como resultado del desgaste corrosión,
irradiación, esfuerzos térmicos y mecánicos. Los componentes deteriorados pueden ser
reemplazados o reparados después de una serie de análisis técnicos y económicos. Diseños
actuales de plantas nucleares evitan cualquier deterioró de componentes principales
utilizando los materiales adecuados, evitando esfuerzos excesivos, daño por corrosión e
irradiación, manteniendo la calidad del agua y otros parámetros de operación.
Las plantas de desalación están diseñadas para una vida económica de alrededor de 25
años, aunque algunas plantas MSF pueden operar hasta después de 30 años. Los
componentes de los sistemas MED y MSF son similares en cuanto a los materiales,
utilizando tubos de aluminio que pueden tener una vida útil de alrededor de 15 años. El
titanio, aleaciones de cobre níquel o acero inoxidable pueden durar 25-30 años. En una
instalación RO, las membranas y filtros son componentes de vida corta y pueden ser
reemplazados en intervalos regulares, sin embargo, existen membranas con una vida mayor
a cinco años.
3.3.3 Flexibilidad operacional.
La razón agua-potencia en cambios de estación con variaciones diarias o estacionales,
hacen que debido a que la electricidad no pueda ser almacenada, solo la razón de flujo de
vapor en la turbina tenga que ser ajustada por la demanda eléctrica. Un cierto grado de
flexibilidad es requerido en la planta correspondiente a las condiciones locales. El diseño de
una planta cogeneradora debe tener un mínimo de flexibilidad para evitar anomalías en las
unidades de producción cuando ésta se vea reducida en el generador o en la planta de
desalación o en el caso de que sean apagadas.
54
El acoplamiento de una instalación RO o CV a una planta de potencia tiene un alto grado
de flexibilidad debido a que la principal interface es el acople eléctrico. El acoplamiento de
una planta MED o MSF introduce una interacción cerrada entre la operación de ambas
plantas.
El comportamiento durante un transitorio en la flexibilidad operacional incluye en
encontrar diversas demandas de agua y energía y métodos para mantener el abastecimiento
a las plantas MED y MSF a una baja demanda eléctrica tiene que ser analizada en detalle
para la planta de cogeneración. Los transitorios son normalmente causados por la variación
de carga. La variación en la demanda de energía es un factor crítico en países donde la
demanda eléctrica en verano es mayor que la demanda en época de invierno, donde puede
ser solo del 30% o menos que la demanda en verano.
Una dificultad potencial en la operación de una planta de cogeneración con procesos
térmicos de desalación es la dependencia del flujo de vapor en la demanda de electricidad.
Una planta térmica de desalinización no responde muy bien a cambios bruscos de carga.
Sin embargo, no existe dificultad en asegurar la operación estable de una planta de
desalación térmica entre 70-110% de capacidad con cambios lentos en la carga. Un gran
cambio brusco en la reducción del flujo de vapor hacia la planta de desalación puede
inducir una dificultad en la operación debido a que el flujo de salmuera puede decrecer por
debajo de los límites permitidos. Esta dificultad puede ser solucionada parcialmente
mediante un sistema en el cual los evaporadores de desalación estén conectados en paralelo
y algunas de las unidades sean detenidas para asegurar una operación estable.
3.4 Confiabilidad y disponibilidad.
Los requerimientos de confiabilidad del sistema de desalación tienen que ser tomados en
cuenta mientras es diseñado el sistema de suministro de vapor usando energía nuclear.
Interrupciones bruscas al suministro de energía o agua puede tener serias consecuencias en
la seguridad, así como económicas. Estos requerimientos pueden enfocarse en la fase de
diseño de un sistema de desalación nuclear, los cuales pueden ser encontrados por
diferentes medios.
Una planta de cogeneración consiste de la interacción de tres sistemas básicos: el sistema
de suministro de vapor nuclear (NSSS), el sistema turbogenerador y la unidad de
desalación. Si el acoplamiento tiene un alto factor de disponibilidad, el sistema térmico de
desalación acoplado al turbogenerador puede tener en conjunto un alto factor de
disponibilidad. Sin embargo, la planta de desalinización necesita una fuente de calor de
respaldo para su operación durante el apagado del reactor.
55
Si la planta es cerrada, se deberá contar con un condensador de respaldo para la descarga
del vapor proveniente de la planta de potencia.
Una planta híbrida y planta RO acoplada al NSSS parece tener un factor de disponibilidad
alto. Durante el apagado del reactor, la planta de desalación térmica puede ser apagada
como resultado de la no disponibilidad de vapor, mientras que en una instalación RO puede
continuar operando utilizando energía de la red.
3.5 Limitaciones de diseño.
Los sistemas de toma y descarga del mar y las limitaciones ambientales con respecto a la
temperatura y salinidad de la descarga hacia el mar, afecta el acoplamiento de las dos
plantas. La temperatura y presión del vapor o él agua caliente producida en un reactor de
calentamiento, también tienen una afectación en el tipo de sistema de desalación a ser
utilizado.
3.6 Impacto ambiental. [13]
3.6.1 Naturaleza de la salmuera.
La salmuera de rechazo de una planta de desalación no contiene residuos, como en el caso
de otros procesos industriales. La salmuera contiene los mismos iones y componentes que
se extrajeron del mar, salvo la pequeña proporción que se incorpora al agua dulce
producida (en el orden de un 1% del contenido existente en el agua de mar de
alimentación). Sin embargo, esos iones están concentrados en un volumen de
aproximadamente el 50% del extraído del mar.
En el proceso de desalación se usan algunos aditivos para ayudar a la filtración o a la
limpieza de las membranas que pueden estar presentes en el vertido de salmuera en
cantidades prácticamente imposibles de detectar. Todos estos productos son potables y,
además, son los mismos productos que se utilizan en el tratamiento de aguas naturales
superficiales o subterráneas.
Por tanto, la salmuera es agua de mar concentrada y no tiene efecto alguno sobre el medio
ambiente marino, salvo, evidentemente, los que se deducen de su concentración en sales
que es el doble de la del agua de mar (aproximadamente).
56
Evidentemente, es imposible mantener por largo tiempo dos masas de agua con diferente
contenido salino sin que las concentraciones se igualen. La salmuera introducida en el mar
derivará iones hacia las aguas circundantes hasta conseguir igualar las concentraciones.
Si la alimentación de salmuera al mar es continua, como ocurre en una planta que esté en
funcionamiento, la distancia al punto de vertido es la mejor variable para estimar las
condiciones de dilución: por ejemplo, si tomamos una medida a 50 metros del punto de
vertido, podemos encontrar una salinidad determinada (que depende de las condiciones
topográficas y del estado del mar) menor que la de la salmuera y mayor que la del agua de
mar. Supongamos que ésta sea 1.2 veces la salinidad del agua de mar. Si las condiciones
son constantes, a una distancia mayor, por ejemplo 150 metros, la salinidad será menor,
digamos 1.05 veces la salinidad del agua de mar. Finalmente, a cierta distancia, será
imposible distinguir la presencia de salmuera.
Como el mayor contenido de sales supone una mayor densidad, el fenómeno de la dilución
actúa en tres dimensiones, pues la salmuera vertida tendrá tendencia a irse al fondo en el
agua de mar a la que se vierte. Las mediciones necesarias para controlar un vertido han de
hacerse, por consiguiente, en tres dimensiones, obteniéndose curvas de isosalinidad que
abarcan desde la superficie del mar hasta el fondo.
3.6.2 Efectos negativos de la salmuera.
El efecto del vertido de salmuera sobre el mar es naturalmente nulo. La masa marina recibe
unos iones que se le han extraído antes, por lo que no existe un efecto apreciable. El agua
de mar que se extrae, vuelve en su gran mayoría al mar como agua dulce residual, (después
de su utilización) o como agua atmosférica en la proporción que el agua dulce producida se
evapore durante su recorrido terrestre.
Sobre la vida marina, sin embargo, sí existen efectos: en los entornos cercanos al vertido de
salmuera la salinidad es mayor que la normal del mar, según un gradiente que va desde el
propio punto de vertido hasta un horizonte situado a cierta distancia en el que la dilución
puede considerarse completa a efectos prácticos y se encontrarán condiciones de agua de
mar normal.
El efecto negativo de la salmuera, por consiguiente, se circunscribe a que, en el ámbito
hipersalino que rodea el punto de vertido, determinadas especies que no soportan altas
salinidades pueden desaparecer.
No hay ningún efecto nocivo reconocido de la salmuera por contacto con el cuerpo
humano. En realidad, se atribuyen efectos beneficiosos al baño en ambientes marinos de
57
alta salinidad (Mar Muerto, por ejemplo) y hay centros de talasoterapia instalados
precisamente en ámbitos de esta naturaleza.
3.7 Experiencia operacional con desalación nuclear. [14]
La desalación nuclear se ha venido operando en Japón y Kazajistán principalmente desde
hace algunos años, acumulando experiencia operacional de más de 150 años reactor.
Aunque también se ha generado experiencia en procesos de producción de calor para la
industria. Sin embargo, durante todo este período no se han reportado problemas
relacionados con la seguridad nuclear en alguna de estas aplicaciones de la energía nuclear.
La Tabla 3-1 muestra las plantas y las tecnologías utilizadas para la desalación de agua de
mar.
Tabla 3-1 Plantas de Desalación Mediante Energía Nuclear.
Planta Localización Potencia
(MW(e))
Capacidad de Agua
(m3/día)
Energía/Tipo de planta de
desalación
Shevchenko Aktau, Kazajistán 150 80 000 LMFBR/MSF&MED
BN-350 cerrada en 1999
Ikata-1,2 Ehime, Japón 2 × 566 2000 PWR/MSF
Ikata-3 Ehime, Japón 890 2000 PWR/RO
Ohi-1,2 Fukui, Japón 2 × 1175 3900 PWR/MSF
Ohi-3,4 Fukui, Japón 2 × 1180 2600 PWR/RO
Genkai-4 Fukuoka, Japón 1180 1000 PWR/RO
Genkai-3,4 Fukuoka, Japón 2 × 1180 1000 PWR/MED
Takahama-3,4 Fukui, Japón 2 × 870 1000 PWR/RO
KANUPP Karachi, Pakistán 137 454 PHWR/RO
58
Capítulo 4
El Código DEEP
4.1 Introducción.
La desalación, requiere principalmente vapor a baja temperatura para procesos de
destilación y bombeo a alta presión para los procesos de membrana. Tradicionalmente, los
combustibles fósiles tales como petróleo y gas, tienden a ser las fuentes de energía
principalmente utilizadas para estos procesos. Sin embargo, el incremento y la volatilidad
en los precios, así como también las liberaciones al medio ambiente, es una consideración
del uso de fuentes de energía alternativas para la desalación de agua de mar, tal como una
planta de desalación nuclear y el uso de fuentes de energía renovables. Si agregamos a esto
el factor que los métodos de acoplamiento entre las unidades de potencia y las de
desalación pueden variar, la necesidad de una herramienta para el análisis del
funcionamiento y costos para ayudar en la selección del diseño y optimización es de gran
ayuda.
El programa DEEP (Desalination Economic Evaluation Program) es una herramienta de
hoja de cálculo originalmente desarrollada por el OIEA (Organismo Internacional de
Energía Atomica), permitiendo a los diseñadores y productores, una comparación
estimando costos y comportamiento de varias configuraciones de desalación y potencia.
Las opciones de desalación incluyen los sistemas MSF, MED, RO y los sistemas híbridos,
mientras que en las opciones de energía se incluye la nuclear, la fósil y las fuentes
renovables. La cogeneración de electricidad y agua, así como plantas solamente de agua,
pueden ser modeladas. Los datos necesarios incluyen la configuración necesaria,
capacidades de energía y agua, así como valores para varios comportamientos básicos y
datos de costo.
4.2 Descripción general del DEEP.
El programa DEEP (anteriormente llamado “Cogeneration and Desalination Economic
Evaluation” CDEE) fue originalmente desarrollado por General Atomic, y ha sido utilizado
por la IAEA para estudios de factibilidad. Este software fue validado en marzo de 1998.
Los resultados que muestra el DEEP incluyen los costos nivelados de agua y energía, así
como un análisis de costos de los componentes, consumo de energía y la energía netamente
vendible para cada opción seleccionada. Para plantas de potencia específicas, pueden ser
59
modeladas mediante el ajuste de los datos de entrada, incluyendo densidad de potencia,
parámetros del ciclo de potencia y costos. [16]
El DEEP no intenta brindar cálculos precisos del costo de producción de electricidad o agua
potable, tampoco debe ser usado como una herramienta de ingeniería o diseño. [17]
El programa DEEP tiene tres objetivos importantes:
- Habilita la comparación de diferentes alternativas de diseño.
- La disponibilidad rápida de identificación de las opciones de bajo costo para
suministro de cantidades específicas de desalación de agua y/o energía en una
locación dada.
- Da un costo aproximado del agua desalada y energía como una función de cantidad
y parámetros del sitio específico, incluyendo temperaturas y salinidad.
4.3 Estructura del programa DEEP. [17]
El programa DEEP consiste de tres partes esenciales implementadas en archivos de hojas
de cálculo de EXCEL. Estas incluyen el archivo “Case”, el archivo “Comparative
Presentation”, y el archivo “Control”.
El archivo “Case” es un archivo de Excel que está basado en la versión del CDEE. Esto es,
dentro del archivo Case se lleva a cabo el funcionamiento y los cálculos de la evaluación
económica para una planta nuclear o fósil específica. El DEEP realiza el funcionamiento y
la evaluación económica automáticamente para cuatro configuraciones de tecnologías de
desalación. Esto incluye:
- Planta de destilación (MSF o MED)
- Planta individual RO (fibra hueca o arreglo espiral)
- Planta contigua RO (fibra hueca o arreglo espiral)
- Planta híbrida (MSF o MED, acoplada a RO)
El archivo “Comparative Presentation” es un resumen de los casos seleccionados, para la
cual se muestran en una tabla de comparación automáticamente generada. En esta tabla se
guarda el archivo común de Excel.
El archivo “control” es una interfaz amigable con el usuario, la cual ayuda al usuario con la
selección de los datos de entrada para los cálculos, ayudando a crear y mantener los
archivos “Comparative Presentation”, suministrando una presentación consolidada de
resultados, incluyendo un conjunto de gráficas predefinidas las cuales son actualizadas en
60
acorde a los valores del caso seleccionado, e incluye una variedad de menús para
simplificar la impresión de las hojas de salida.
El DEEP incluye una base de casos de referencia, de los cuales se pueden generar nuevos
casos. Usando los comandos “New Case” y “New Case by Modification”; el usuario puede
fácilmente generar algunos casos basados en los casos de referencia que diferirán solo en
los datos de entrada. El principal diseño usado para el desarrollo del DEEP es el mantener
todas las funciones de Excel disponibles por el usuario y obtener los cálculos básicos de la
hoja de cálculo. El intento de brindar una interfaz amigable al usuario, es también mantener
una flexibilidad para los usuarios avanzados, el poder modificar no solo las entradas y los
datos predeterminados sino también las correlaciones y cálculos.
4.4 Descripción de modelos. [18]
4.4.1 Modelo del GOR.
En el modelo del DEEP 3.0, el usuario tiene la elección de especificar el GOR como un
parámetro de diseño o permitir al programa calcular una estimación.
Para sistemas MSF, el GOR es calculado de la siguiente forma:
GOR= λh ch dTbh+dTbpe * 1- exp -cvm
* dTao λm (4-1)
Y para sistemas MED, el GOR es calculado como sigue:
GOR= λh (λm* dTae dTdo+ch*(dTph+dTbpe)) (4-2)
Donde:
λh Calor latente de vapor calentado, kJ/kg.
λm Calor latente promedio de vapor de agua en las etapas MSF, kJ/Kg.
DTdls Diferencia de temperatura entre salmuera y agua de mar en la última etapa.
ch Capacidad de calor específico de alimentación de agua en calentador de salmuera,
kJ/kg/°K.
cvm Capacidad de calor específico promedio de salmuera en la planta MSF, kJ/kg/°K.
61
dTao Rango de temperatura en operación global, °C.
dTae Caída de temperatura promedio por efecto, °C.
dTbh Temperatura de salmuera en el calentador para MSF, °C .
dTbpe Punto de elevación de ebullición, °C.
dTph Aumento de temperatura por precalentamiento, °C.
Para el caso de las unidades de compresión de vapor acopladas a los sistemas MED o MSF,
el GOR es modelado de la siguiente forma:
GORtvc=GOR 1+Rtvc (4-3)
Donde Rtvc es definido como la razón de flujo de vapor entrante en flujo de vapor motriz,
una entrada de parámetros de diseño.
La temperatura tope de la salmuera Tmb es también mantenida como un parámetro de
diseño y es tal que, puede ser ingresada por el usuario o alternativamente puede ser
calculada dando una entrada de temperatura de vapor.
Dando una entrada del factor de concentración de sal CF, el incremento de temperatura del
agua de mar refrigerante ΔTC y la razón de flujo del agua producto Wp, estimados por el
flujo de salmuera rechazada Wb, el aporte del flujo de alimentación Wf y el flujo de agua
refrigerante en el condensador Wc, pueden ser calculados de la siguiente forma:
Wb= Wp CF-1 (4-4)
Wf=CF*Wb (4-5)
Wc= Qc
cc∆Tc (4-6)
Donde Qc se refiere a la carga de calor en el condensador y cc se refiere a la capacidad de
calor específico del agua refrigerante.
4.4.2 Modelo RO.
El diagrama de flujo para el modelo de Ósmosis Inversa se muestra en la Figura 4-1.
62
Figura 4-1Diagrama de flujo para el modelo de ósmosis inversa.
Donde el usuario puede especificar la razón del sistema de recuperación, o tener un
estimado por el DEEP como sigue:
R=1-CNS*Sf (4-7)
Donde Sf se refiere a la salinidad de entrada en ppm y CNS es una constante definida por:
CNS=1.15E-3/Pmax (4-8)
Donde Pmax es la máxima presión de diseño de las membranas en bars.
Para permear la salinidad y la presión de alimentación, se utilizan las ecuaciones dadas por
Wilf.
Para la presión de alimentación Pf, se calcula de la siguiente manera:
Pf=∆Pd+Posm+∆Pl (4-9)
Donde:
∆Pd=φdφ
n*∆Pn*ct*cs*cf (4-10)
Y:
Posm es la presión osmótica promedio a través del sistema.
ΔPl es la correspondiente pérdida de presión.
ΔPd y d son la presión y flujo de diseño de operación.
63
ΔPn y n son la presión y flujo nominal de operación.
ct, cs y cf son factores de corrección relacionadas a la temperatura, salinidad y
contaminación.
Por otra parte, la permeabilidad de salinidad Sp es calculada como sigue:
Sp= 1-rm *sf*φnφ
d*cr
' *ct' (4-11)
Donde:
sf es la salinidad de alimentación y
c’r y c’t son factores de corrección relacionados con recuperación y temperatura.
rm es la fracción de sal rechazada por la membrana.
Para el cálculo de recuperación de energía Qer, proporcionando la eficiencia de
recuperación ξer, para los diseños tipo Pelton e intercambio de trabajo, son modelados de la
siguiente forma:
Para el diseño Pelton,
Qer
= 1-rm *ξer
Qhp
(4-12)
Donde Qhp es la potencia de bombeo disponible, ajustada por pérdidas en el sistema.
4.4.3 Modelo híbrido.
Estas configuraciones están diseñadas con una distinción en mejorar la calidad del agua
producto y la flexibilidad operacional, y el DEEP permite esta simulación, mediante una
combinación de los modelos térmicos y RO, descritos anteriormente.
4.4.4 Modelo de costos.
Los cálculos de costos en el DEEP, se realizan para las plantas de electricidad y agua y son
casos específicos. El capital de costos, así como el combustible, operación y mantenimiento
y otros costos son tomados dentro de las consideraciones. La capacidad de escalamiento de
64
agua es tomada dentro de la contabilidad en los cálculos de costos si es especificado por el
usuario.
El DEEP utiliza el método de crédito de electricidad para estimar el valor del sistema de
vapor en sistemas de cogeneración. La esencia de este método es que el costo del vapor de
baja presión, Cst por unidad de volumen de agua producida, es determinado por el valor de
pérdida de energía eléctrica adicional dQe, (KWh). Esto es algunas veces una alternativa
referida como la pérdida de trabajo del eje de trabajo.
Cst= Ce*∆QeWp (4-13)
Donde Ce es el costo base de electricidad por KWh y Wp es la razón de producción
volumétrica de agua por hora. Cuando hay otros métodos disponibles, para razones de alta
potencia-agua, el método de crédito de energía es considerado adecuadamente.
65
Capítulo 5
Requerimientos de Agua y Electricidad en México.
5.1 Introducción
Uno de los aspectos más importantes que modelarán el futuro de México es el incremento
poblacional. De acuerdo con estimaciones del Consejo Nacional de Población (CONAPO),
entre 2007 y 2030, la población del país se incrementará en 14.9 millones de personas, el
82% de las cuales se establecerá en localidades urbanas y prácticamente el 80% se asentará
en la zona centro, norte y noroeste del país. Este incremento poblacional hará que la
disponibilidad natural media de agua por habitante a nivel nacional disminuya de 4312
m3/hab/año en el 2007, a 3783 m
3/hab/año en el 2025. En algunas de las regiones del país la
disponibilidad natural media de agua alcanzará niveles cercanos e incluso inferiores a los
1000 m3/hab/año.
Otro de los aspectos que moldearán el futuro del país será el incremento económico. Si el
país creciera a un ritmo de 2% anual, en 22 años el PIB se incrementaría en un 50%,
mientras que si el país creciera a un ritmo del 5% anual, el PIB casi se triplicaría. En ambos
casos existiría un incremento de la actividad económica, y por lo tanto de la cantidad de
agua utilizada.
Se deberá tener especial cuidado con el agua subterránea, ya que de los acuíferos se extraen
cerca de 6 km3 de agua al año, que no es renovable, y que ocasiona el hundimiento del
terreno y que se tengan que hacer pozos cada vez más profundos para extraer el agua.
Debido a que la mayor parte del crecimiento económico y poblacional ocurrirá en las zonas
en las que existen acuíferos sin disponibilidad o con poca disponibilidad, las demandas
futuras de agua subterránea deberán disminuirse.
Tomando como base las fuerzas conductoras descritas anteriormente, se han estudiado dos
posibles escenarios del agua para el año 2025, el tendencial y el sustentable.
En el escenario tendencial se considera que no hay cambios sustanciales en los patrones de
consumo ni en los niveles de inversión actuales. En este caso la demanda de agua se
incrementa considerablemente y los rezagos en materia de agua potable, alcantarillado y
saneamiento se mantienen en niveles similares a los actuales.
En el escenario sustentable prácticamente se duplica el nivel de inversiones actuales, se
logra contener el crecimiento de la demanda de agua, se logra revertir la sobre explotación
66
de los acuíferos y se reducen los rezagos en materia de agua potable, alcantarillado y
saneamiento.
Las inversiones requeridas en el escenario sustentable no podrían ser cubiertas por la
federación únicamente, por lo que implica una mayor participación del sector privado y de
diversos mecanismos de financiamiento con la participación de los usuarios del agua.
A continuación se analiza la desalación de agua de mar como posible medio para reducir el
problema de la escasez de agua potable, ya que esta técnica ha demostrado con creces ser
una viabilidad, tanto técnica como económica, en muchas otras zonas de la tierra.
5.2 Fuentes de agua y requerimiento de electricidad en México. [19]
5.2.1 Fuentes de agua.
La demanda de agua potable por parte de la población, así como las fuentes de agua
potable, son los factores que definen la presión sobre la demanda de agua potable en
distintas regiones del país. En la Figura 5-1, se muestran el grado de presión que se tiene
sobre este preciado líquido en las distintas zonas hidrológicamente administrativas del país.
En esta Figura se puede observar que la región noroeste del país presenta una mayor
demanda de agua potable, al igual que la región centro del país en donde se encuentra la
ciudad de México, esto debido a la gran población que se ha asentado en estas regiones del
país.
Dentro de estas zonas administrativas, se tienen 101 mantos acuíferos sobreexplotados,
dentro de los cuales se extrae el 58% del agua potable para todos los usos (Figura5-2).
Teniendo la mayor sobreexplotación en el norte y centro del país.
La intrusión marina, la cual se entiende como la introducción de agua de mar por el
subsuelo hacia el agua subterránea, ocurre cuando la extracción de agua provoca
abatimientos del nivel de agua subterránea por debajo del nivel del mar.
Actualmente existen 17 mantos en el país que presentan intrusión salina, ubicados en los
estados de Baja California Norte y Sur, Sonora, Colima y Veracruz.
67
Figura 5-1 Grado de presión sobre el agua en México.
68
Figura 5-2 Acuíferos sobre explotado en México.
69
Debido a que en los próximos años se tendrá una baja disponibilidad de agua en el país, se
puede recurrir a la implementación de técnicas de desalación de agua de mar, actualmente
México cuenta con 171 plantas de desalación, siendo la técnica de Ósmosis Inversa la más
utilizada para este propósito, la Tabla 5-1 muestra los estados que cuentan con plantas de
desalinización, así como la técnica utilizada para este proceso.
Tabla 5-1 Plantas de desalinización en México.
Estado Plantas de Desalación Proceso
RO CV MSF Solar Solar Exp.
Baja california 10 3 4 1 2 0
Baja California Sur 38 32 3 0 2 1
Campeche 2 2 0 0 0 0
Coahuila 7 7 0 0 0 0
Durango 24 24 0 0 0 0
Guerrero 4 4 0 0 0 0
Nuevo León 2 2 0 0 0 0
Oaxaca 1 1 0 0 0 0
Q. Roo 76 75 1 0 0 0
San Luis Potosí 1 1 0 0 0 0
Sonora 5 4 0 0 1 0
Tamaulipas 1 1 0 0 0 0
Total 171 156 8 1 5 1
Debido al incremento poblacional, el déficit de agua para algunos estados del país que
presentan mayor demanda de agua potable se muestra en la siguiente tabla:
Tabla 5-2 Déficit de agua en algunos estados del país.
Estado Déficit de Agua.
(m3/año)
Estado de México 163,913,921
Sonora 343,654,396
Chihuahua 591,179,652
Tamaulipas 12,404,009
San Luis Potosí 194,336,055
Baja California Norte 86,984,232
Baja California Sur 11,019,478
70
5.2.2 Requerimiento de electricidad. [20]
Se estima que el consumo de electricidad para un período de 10 años (2008-2017) muestre
una tasa de crecimiento anual de 3.3%. El incremento en este consumo se estima en
alrededor de 71.9 TWh al pasar de 209.7 TWh en 2008 a 281.5 TWh en 2017.
La Secretaría de Energía realiza un análisis regional del mercado de energía eléctrica con
la finalidad de poder estimar la energía eléctrica requerida en cada región del país, con la
finalidad de determinar la capacidad y ubicación de las nuevas centrales generadoras, así
como la expansión óptima de la red de transmisión. Este análisis muestra que la región
noreste presentará un crecimiento de 4.6% en los próximos 10 años. En la región Sur-
Sureste se estima un crecimiento de 3.9% anual, seguida por la región Noroeste con 3.4%.
Actualmente, se encuentran diversas plantas de generación eléctrica en construcción con
diferentes tecnologías de generación, para el período 2009-2011, sin embargo, estas plantas
no podrán satisfacer la demanda eléctrica que se estima se requerirá para el año 2017.
Los estados que requerirán de una capacidad adicional de electricidad se muestran en la
siguiente Tabla 5-3.
Si se considera la energía nuclear como una fuente de suministro eléctrico, entonces es
necesario considerar la refrigeración de la planta, para lo cual un medio de refrigeración
puede ser agua de mar. Debido a esta consideración, la localización de una planta nuclear,
deberá ser instalada en algún estado que cuente con costas.
Tabla 5-3 Estados que requerirán electricidad.
Estado Capacidad adicional requerida (MWe)
Estado de México 1803
Colima 1380
Chihuahua 1149
Nuevo León 1034
Jalisco 906
Baja California Norte 884
Sonora 641
Guanajuato 628
Oaxaca 304
Baja California Sur 302
Michoacán 225
Hidalgo 92
71
Los únicos estados que cuentan con estas características, según la tabla anterior son:
Sonora, Baja California Norte y Baja California Sur, Oaxaca, Colima, Jalisco y Michoacán.
Por otra parte, se debe de tener en cuenta que para la construcción de una planta nuclear, la
zona geológica debe ser estable. De acuerdo a las zonas sísmicas en las que está dividido el
país, lo cual se ilustra en la Figura 5-3, los únicos estados que cumplen con este
requerimiento son el estado de Sonora y algunas regiones del estado de baja california Sur.
Figura 5-3 Zonas sísmicas de la República Mexicana.
La zona A es una zona donde no se tienen registros históricos de sismos, no se han
reportado sismos en los últimos 80 años y no se esperan aceleraciones del suelo mayores a
un 10% de la aceleración de la gravedad a causa de temblores. La zona D es una zona
donde se han reportado grandes sismos históricos, donde la ocurrencia de sismos es muy
frecuente y las aceleraciones del suelo pueden sobrepasar el 70% de la aceleración de la
gravedad. Las otras dos zonas (B y C) son zonas intermedias, donde se registran sismos no
tan frecuentemente o son zonas afectadas por altas aceleraciones pero que no sobrepasan el
70% de la aceleración del suelo.
5.3 Utilización del IRIS como cogenerador.
5.3.1 Requerimiento de electricidad.
Como se ha visto anteriormente en este capítulo, la región noroeste del país, principalmente
la región del estado de Sonora, presenta una gran sobre explotación de mantos acuíferos,
además de que en un futuro presentará un requerimiento de electricidad de alrededor de 640
72
MWe. El reactor IRIS puede ser una opción para el suministro de electricidad, así como
una fuente de energía para algún proceso de desalación de los que se han descrito
anteriormente. Esto debido a sus características de diseño y a su corto tiempo de
construcción.
Para poder satisfacer la demanda eléctrica se necesitaran dos reactores IRIS, ya que de
acuerdo a sus características de diseño, el IRIS generara alrededor de 335 MW por cada
módulo.
5.3.2 Opciones de desalación.
Para la desalación de agua de mar se han considerado distintas capacidades, así como las
tecnologías de desalación MED, MSF, RO y arreglos híbridos de éstas. Las capacidades
consideradas, así como las tecnologías utilizadas, se muestran en la siguiente Tabla 5-4:
Tabla 5-4 Tecnologías y capacidades consideradas para desalación.
Técnica de desalación Capacidades consideradas para la planta de desalación
(m3/día)
RO 260 000, 320 000, 330 000, 380 000
MED 260 000, 320 000, 330 000, 380 000
MSF 260 000, 320 000, 330 000, 380 000
RO+MED 260 000, 320 000, 330 000, 380 000
RO+MSF 260 000, 320 000, 330 000, 380 000
Dentro de las capacidades, se ha considerado la capacidad de una de las plantas con mayor
capacidad de desalación de agua de mar, en el mundo, la cual tiene una producción de 330
000 m3/día, que está ubicada en Ashkelon Israel, esta planta utiliza la tecnología de
Ósmosis Inversa (RO) con 38 módulos.
También se han supuesto los siguientes costos base unitarios para las técnicas de desalación
utilizadas, los cuales se muestran en la Tabla 5-5:
Para poder determinar la factibilidad del uso del reactor IRIS como cogenerador de
electricidad y agua potable, se utiliza el código DEEP, para poder determinar los costos de
específicos de generación eléctrica y la desalación de agua de mar.
Dentro del análisis, se han considerado 3 costos específicos de construcción para el reactor
IRIS, 2000, 3000, 4000 $/kWh.
73
Tabla 5-5 Costo base unitario de las tecnologías de desalación.
Técnica de
desalación
Costo base unitario
USD/(m3/d)
Capacidad de desalación
(m3/día)
RO 800 260 000, 320 000, 330 000, 380 000
MED 900 260 000, 320 000, 330 000, 380 000
MSF 1800 260 000, 320 000, 330 000, 380 000
MED+RO 260 000, 320 000, 330 000, 380 000
MSF+RO 260 000, 320 000, 330 000, 380 000
5.3.3 Análisis de sensibilidad.
En suma, a las consideraciones realizadas anteriormente, se realizó un análisis de
sensibilidad variando algunos parámetros, los cuales potencialmente pueden tener un efecto
significativo en el costo final del agua o electricidad. Los parámetros que se variaron se
muestran en la Tabla 5-6, tomando como referencia en caso base, es decir tomando las
entradas para el caso de un costo específico de construcción de planta de 2000USD/kWh.
Estos cálculos se realizaron para poder permitir una evaluación de la posible tendencia en el
costo de producción de agua y ayudar a comprender cuál de los parámetros requeridos para
una evaluación económica de una planta de desalación nuclear que son en realidad
importantes para el costo de producción de agua.
Tabla 5-6 Parámetros para sensibilidad.
Parámetro Valor de referencia Valor de sensibilidad
Salinidad agua de mar (ppm) 45000 40000, 38000
Temperatura (°C) 30 25, 20
Taza de intereses (%) 8 10, 12
Costo de combustible (USD/MWh) 10.85 12.0,13.0
5.4 Resultados de los cálculos con DEEP.
Debido a los requerimientos de energía eléctrica que demandan cada una de las tecnologías
de desalación, se han considerado 3 módulos IRIS para poder satisfacer la demanda
eléctrica. Los resultados que arroja el código DEEP, para cada una de las técnicas de
desalación consideradas, son mostrados a continuación.
74
5.4.1 Resultados obtenidos para un costo específico de 2000 USD/kWh. (Caso base)
En éste caso se obtiene un costo nivelado de electricidad de 0.060 USD/kWh, siendo
independiente de la capacidad y tecnología utilizada para desalación, sin embargo lo que
varía es la cantidad de energía eléctrica neta vendible de acuerdo a la tecnología de
desalación empleada.
En la Figura 5-4, se puede observar que los costos obtenidos, varían con respecto a cada
una de las técnicas consideradas, siendo la capacidad de desalación una variable que no
presenta impacto apreciable en el costo. El menor costo de desalación se obtiene mediante
la técnica de ósmosis inversa, siendo éste de 0.64 USD/m3; seguido por el acoplamiento
MED+RO con un costo de 0.80 USD/m3. Mientras que para la tecnología MSF, se obtiene
el costo de agua más alto, siendo éste de 1.87 USD/m3.
Figura 5-4 Costo de agua nivelado para un costo específico de 2000 USD/kWh
Por otra parte, la electricidad netamente vendible, es decir, la electricidad neta que se puede
suministrar a la red eléctrica, sí presenta considerables cambios con respecto a la capacidad
de desalación que se éste considerando, siendo la ósmosis inversa, la tecnología que
permite un mayor suministro a la red eléctrica, mientras que, el proceso térmico MSF,
presenta la menor cantidad de electricidad que se puede suministrar, además de que,
conforme la capacidad de desalación se incrementa, la energía suministrada a la red se ve
reducida considerablemente, esta tendencia se puede observar en la Figura 5-5.
0.6
0.7
0.8
0.9
1
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
1.7
1.8
1.9
2
260000 320000 380000
Cost
o d
e agu
a n
ivel
ad
o
(US
D/m
3)
Capacidad de desalación (m3/dia)
RO
MED
MSF
MED+RO
MSF+RO
75
Figura 5-5 Electricidad netamente vendible para un costo específico de 2000USD/kWh.
5.4.2 Resultados obtenidos para un costos específicos de 3000 USD/kWh.
Para éste caso, se obtiene un costo nivelado de electricidad de 0.078 USD/kWh, siendo
también independiente de la tecnología y capacidad de desalación, esto debido a que el
costo específico de construcción, es un valor característico del reactor nuclear, lo cual se
está viendo reflejado en el costo nivelado de electricidad.
Debido al incremento de éste parámetro, el costo de agua nivelado, también presenta un
incremento, lo cual es mostrado en la Figura 5-6. Al igual que en el caso anterior, la
tecnología de desalación más barata, es mediante ósmosis inversa, con un costo de 0.70
USD/m3 e igualmente, el costo más caro para la desalación de agua de mar es mediante la
técnica MSF, con un costo de 2.16 USD/m3.
En el caso de la electricidad netamente vendible, esta no presenta ningún cambio, con
respecto al aumento del costo especifico, así que la electricidad suministrada a la red
eléctrica es la misma que se presenta en la Figura 5-5.
5.4.3 Resultados obtenidos para un costo específico de 4000 USD/kWh.
En este caso, el costo nivelado de electricidad también tiene un incremento, ahora
ubicándose en 0.096 USD/kWh. Igual que en los casos anteriores, la electricidad netamente
vendible se mantiene sin cambios para cada una de las técnicas y capacidades de
desalación.
700
750
800
850
900
950
1000
260000 320000 380000
Ele
ctri
cid
ad
net
am
ente
ven
dib
le
(MW
e)
Capacidad de desalación (m3/dia)
RO
MED
MSF
MED+RO
MSF+RO
76
Sin embargo, el costo de agua nivelado, si tiene un incremento nuevamente, debido al
aumento en el costo especifico de construcción, estos costos son mostrados en la Figura 5-
7, en donde una vez más, se observa que la técnica más barata de desalación sigue siendo la
ósmosis inversa, seguida del acoplamiento MED+RO; y la técnica con un mayor costo de
desalación sigue siendo el proceso térmico MSF.
Figura 5-6 Costo de agua nivelado para un costo especifico de construcción de 3000 USD/kWh.
Figura 5-7 Costo de agua nivelado para un costo especifico de construcción de 4000 USD/kWh.
0.6
0.8
1
1.2
1.4
1.6
1.8
2
2.2
2.4
260000 320000 380000
Co
sto
de
ag
ua
niv
ela
do
(US
D/m
3)
Capacidad de desalación (m3/dia)
RO
MED
MSF
MED+RO
MSF+RO
0.7
0.9
1.1
1.3
1.5
1.7
1.9
2.1
2.3
2.5
260000 320000 380000
Cost
o d
e ag
ua n
ivel
ad
o
(US
D/m
3)
Capacidad de desalación (m3/dia)
RO
MED
MSF
MED+RO
MSF+RO
77
5.5 Resultados del estudio de sensibilidad.
El propósito del estudio de sensibilidad es el identificar y cuantificar, los factores que
tienen un efecto importante en los resultados obtenidos para el caso de referencia. El
análisis se realizó variando solamente un parámetro a la vez a partir del caso base, con
excepción de la temperatura y salinidad de agua de mar, los cuales se variaron en conjunto.
Durante este análisis de sensibilidad, el costo nivelado de electricidad, no varió de manera
apreciable, manteniéndose entre 0.060-0.063 USD/kWh.
5.5.1 Resultados obtenidos al variar salinidad y temperatura de agua de mar.
Al variar la temperatura y salinidad del agua de mar, se obtuvieron pequeñas reducciones
en el costo de agua nivelado, la Figura 5-8, muestra los costos para cada una de las
tecnologías, incluyendo el caso base y los dos valores utilizados para el análisis de
sensibilidad.
También como resultado, de la variación de la temperatura y salinidad, se obtienen cambios
en la electricidad netamente vendible, la Figura 5-9 muestra los resultados obtenidos, en
conjunto con el caso base.
Este aumento, en la electricidad, es debido a que la eficiencia de la planta aumenta cuando
la temperatura del refrigerante disminuye.
78
Figura 5-8 Costos de agua nivelados obtenidos al variar salinidad y temperatura de agua de mar.
0.62
0.625
0.63
0.635
0.64
0.645
0.65
260000 320000 380000
Co
sto
de
ag
ua
niv
ela
do
(US
D/m
3)
Capacidad de desalación (m3/dia)
RO
Salinidad 40,000ppm y
Temperatura 25 C
Salinidad 38,000ppm y
Temperatura 20 C
Salinidad 45,000ppm y
Temperatura 30 C (caso base)
1.81
1.82
1.83
1.84
1.85
1.86
1.87
1.88
260000 320000 380000
Co
sto
de
ag
ua
niv
ela
do
(US
D/m
3)
Capacidad de desalación (m3/dia)
MSF
Salinidad 40,000ppm y Temperatura 25°C
Salinidad 38,000ppm y Temperatura 20°C
Salinidad 45,000ppm y Temperatura 30°C (caso base)
1.19
1.195
1.2
1.205
1.21
1.215
1.22
1.225
1.23
1.235
260000 320000 380000
Co
sto
de
ag
ua
niv
ela
do
(US
D/m
3)
Capacidad de desalación (m3/dia)
MSF+RO
Salinidad 40,000ppm y
Temperatura 25 C
Salinidad 38,000ppm y
Temperatura 20 C
Salinidad 45,000ppm y
Temperatura 30 C (caso base)
79
Figura 5-8 (cont.) Costos de agua nivelados obtenidos al variar salinidad y temperatura de agua de
mar.
0.87
0.89
0.91
0.93
0.95
0.97
0.99
260000 320000 380000
Co
sto
de
ag
ua
niv
ela
do
(US
D/m
3)
Capacidad de desalación (m3/dia)
MED
Salinidad 40,000ppm y
Temperatura 25 C
Salinidad 38,000ppm y
Temperatura 20 C
Salinidad 45,000ppm y
Temperatura 30 C (caso base)
0.74
0.75
0.76
0.77
0.78
0.79
0.8
0.81
260000 320000 380000
Co
sto
de
ag
ua
niv
ela
do
(US
D/m
3)
Capacidad de desalación (m3/dia)
MED+RO
Salinidad 40,000ppm y Temperatura 25°C
Salinidad 38,000ppm y Temperatura 20°C
Salinidad 45,000ppm y Temperatura 30°C (caso base)
80
Figura 5-9 Electricidad netamente vendible como resultado de la variación de salinidad y temperatura
de agua de mar.
945
950
955
960
965
970
975
260000 320000 380000
Ele
ctri
cid
ad
net
am
ente
ven
dib
le
(MW
e)
Capacidad de desalación (m3/dia)
RO
Salinidad 45,000ppm y Temperatura 30°C (caso base)
Salinidad 40,000ppm y Temperatura 25°C
Salinidad 38,000ppm y Temperatura 20°C
740
750
760
770
780
790
800
810
820
830
840
850
260000 320000 380000
Ele
ctri
cid
ad
net
am
ente
ven
dib
le
(MW
e)
Capacidad de desalación (m3/dia)
MSF
Salinidad 45,000ppm y
Temperatura 30 C
(caso base)
Salinidad 40,000ppm y
Temperatura 25 C
Salinidad 38,000ppm y
Temperatura 20 C
940
945
950
955
960
965
970
260000 320000 380000
Ele
ctri
cid
ad
net
am
ente
ven
dib
le
(MW
e)
Capacidad de desalación (m3/dia)
MSF+RO
Salinidad 45,000ppm y
Temperatura 30 C
(caso base)
Salinidad 40,000ppm y
Temperatura 25 C
Salinidad 38,000ppm y
Temperatura 20 C
81
Figura 5-9 (cont.) Electricidad netamente vendible como resultado de la variación de salinidad y
temperatura de agua de mar.
5.5.2 Resultados obtenidos al variar la tasa de interés.
Los cambios que se obtienen al variar la tasa de interés, solamente se ven reflejados en el
costo de agua nivelado, estos costos muestran en la Figura 5-10, en donde se puede
observar que los costos tuvieron un aumento con respecto al caso base, lo cual era de
esperarse, ya que el costo de inversión de ambas plantas se incrementa. Sin embargo, estos
costos continúan manteniéndose muy cercanos con respecto al caso base.
880
890
900
910
920
930
940
950
260000 320000 380000
Ele
ctri
cid
ad
net
am
ente
ven
dib
le
(MW
e)
Capacidad de desalación (m3/día)
MED
Salinidad 45,000ppm y
Temperatura 30 C
(caso base)
Salinidad 40,000ppm y
Temperatura 25 C
Salinidad 38,000ppm y
Temperatura 20 C
915
920
925
930
935
940
945
950
955
960
260000 320000 380000
Ele
ctri
cid
ad
net
am
ente
ven
dib
le
(MW
e)
Capacidad de desalación (m3/dia)
MED+RO
Salinidad 45,000ppm y
Temperatura 30 C
(caso base)
Salinidad 40,000ppm y
Temperatura 25 C
Salinidad 38,000ppm y
Temperatura 20 C
82
Figura 5-10 Costos de agua nivelados obtenidos al variar la tasa de interés.
0.64
0.645
0.65
0.655
0.66
0.665
260000 320000 380000
Cost
o d
e agu
a n
ivel
ad
o
(US
D/m
3)
Capacidad de desalación (m3/dia)
RO
Tasa de interes al 8% (caso base)
Tasa de interes al 10%
Tasa de interes al 12%
1.86
1.87
1.88
1.89
1.9
1.91
1.92
1.93
1.94
260000 320000 380000
Co
sto
de
ag
ua
niv
ela
do
(US
D/m
3)
Capacidad de desalación (m3/dia)
MSF
Tasa de interes al 8% (caso base)
Tasa de interes al 10%
Tasa de interes al 12%
1.225
1.23
1.235
1.24
1.245
1.25
1.255
1.26
1.265
260000 320000 380000
Co
sto
de
ag
ua
niv
ela
do
(US
D/m
3)
Capacidad de desalación (m3/dia)
MSF+RO
Tasa de interes al 8% (caso base)
Tasa de interes al 10%
Tasa de interes al 12%
83
Figura 5-10 (cont.) Costos de agua nivelados obtenidos al variar la tasa de interés.
En éste caso la electricidad netamente vendible, no presenta cambios con respecto al caso
base. Por otra parte, el costo nivelado de electricidad, tiene pequeñas variaciones,
ubicándose entre 0.060 y 0.62 USD/kWh.
5.5.3 Resultados obtenidos al variar el costo de combustible.
En este caso, el costo de agua nivelado también tiene pequeños incrementos para los dos
costos de combustible considerados. Los resultados obtenidos son mostrados en la Figura
5-11, en la que nuevamente se muestran los datos obtenidos en el análisis de sensibilidad y
los obtenidos en caso base. Al igual que en caso anterior, la electricidad netamente vendible
no presenta cambios.
0.96
0.97
0.98
0.99
1
260000 320000 380000
Cos
to d
e ag
ua
niv
elad
o
(US
D/m
3)
Capacidad de desalación (m3/dia)
MED
Tasa de interes al 8% (caso base)
Tasa de interes al 10%
Tasa de interes al 12%
0.795
0.8
0.805
0.81
0.815
0.82
260000 320000 380000
Cos
to d
e ag
ua
niv
elad
o
(US
D/m
3)
Capacidad de desalación (m3/dia)
MED+RO
Tasa de interes al 8% (caso base)
Tasa de interes al 10%
Tasa de interes al 12%
84
Figura 5-11 Costos de agua nivelados obtenidos al variar el costo de combustible.
0.64
0.642
0.644
0.646
0.648
0.65
0.652
0.654
0.656
260000 320000 380000
Cost
o d
e agu
a n
ivel
ad
o
(US
D/m
3)
Capacidad de desalación (m3/dia)
RO
Costo de combustible de 10.85 USD/MWh (caso base)
Costo de combustible de 12 USD/MWh
Costo de combustible de 13 USD/MWh
0.96
0.965
0.97
0.975
0.98
0.985
0.99
0.995
260000 320000 380000
Co
sto
de
ag
ua
niv
ela
do
(US
D/m
3)
Capacidad de desalación (m3/dia)
MED
Costo de combustible de
10.85 USD/MWh (caso
base)
Costo de combustible de
12 USD/MWh
Costo de combustible de
13 USD/MWh
0.795
0.8
0.805
0.81
0.815
0.82
260000 320000 380000
Co
sto
de
ag
ua
niv
ela
do
(US
D/m
3)
Capacidad de desalación (m3/dia)
MED+RO
Costo de combustible de
10.85 USD/MWh (caso
base)
Costo de combustible de
12 USD/MWh
Costo de combustible de
13 USD/MWh
85
Figura 5-11 (cont.) Costos de agua nivelados obtenidos al variar el costo de combustible.
1.86
1.87
1.88
1.89
1.9
1.91
1.92
1.93
260000 320000 380000
Cost
o d
e ag
ua n
ivel
ad
o
(US
D/m
3)
Capacidad de desalación (m3/dia)
MSF
Costo de combustible de
10.85 USD/MWh (caso
base)
Costo de combustible de
12 USD/MWh
Costo de combustible de
13 USD/MWh
1.225
1.23
1.235
1.24
1.245
1.25
1.255
1.26
1.265
260000 320000 380000
Cost
o d
e agu
a n
ivel
ad
o
(US
D/m
3)
Capacidad de desalación (m3/dia)
MSF+RO
Costo de combustible de
10.85 USD/MWh (caso
base)
Costo de combustible de
12 USD/MWh
Costo de combustible de
13 USD/MWh
86
Capítulo 6
Análisis de Resultados y Conclusiones.
6.1 Costos de electricidad.
Durante el análisis de los costos nivelados de generación de energía eléctrica, se observa lo
siguiente:
- El costo nivelado de electricidad, se encuentra entre 0.060 y 0.097 USD/kWh,
dependiendo solamente del costo de construcción específico de la planta nuclear.
- La electricidad netamente vendible, tiene variación, de acuerdo al tipo de tecnología
de desalación que se esté utilizando.
- La electricidad netamente vendible, se encuentra entre 751.8 MWe para el caso de
un acoplamiento IRIS-MSF, siendo éste el valor más bajo y 967.2 MWe para un
acoplamiento IRIS-RO, siendo éste el valor más alto.
- En el caso, en el que se varió la salinidad y la temperatura del agua de mar, el costo
nivelado de electricidad, no varía, sin embargo, la electricidad netamente vendible,
presenta un incremento en ambos casos siendo mayor para una salinidad de 38000
ppm y una temperatura de 20°C, esto debido a que cuando se tiene una menor
temperatura de refrigerante, en el condensador de la planta, la eficiencia de ésta
aumenta.
6.2 Costos de agua.
Los costos de agua son altamente dependientes del sitio específico, es decir, se ven
afectados por las condiciones ambientales del agua de mar. De los resultados obtenidos se
obtiene lo siguiente:
- La técnica de desalación de agua de mar, que presenta el menor costo para la
producción de agua potable, es la técnica de Ósmosis Inversa, con costos que varían
entre 0.642 a 0.764 USD/m3. Por otra parte, la técnica de desalación más cara, es
mediante el proceso de destilación MSF, con costos que varían entre 1.87 y 2.45
USD/m3.
- La variación en los costos de producción de agua, se ven afectados por los
parámetros de sensibilidad que se utilizaron durante este análisis.
- La producción de agua promedio por día que puede suministrar cada una de las
técnicas analizadas, no se ve afectada, por la variación de alguno de los parámetros
87
de sensibilidad; manteniéndose esta constante en cada caso de la tecnología
utilizada.
- Los costos de producción de agua, se encuentran entre 0.642 y 2.45 USD/m3,
dependiendo de la tecnología.
6.3 Comparación de resultados.
La tabla 6-1 muestra algunas comparaciones del costo de agua, de plantas en distintos
países, con fuente de energía fósil y algunos costos de agua que se estiman para algunos
proyectos de desalación nuclear. [21]
Tabla 6-1 Costos de agua para plantas de destilación fósil y costos
estimados para plantas de desalación nuclear.
País Capacidad
(m3/día)
Tecnología Costo de agua
(USD/m3)
Base fósil
Singapur 135,000 RO 0.45
Ashkelon 165,000 § RO 0.52
Al-taweelah (EAU)
Fujairah
237,000
375,000
MED
MSF+RO
0.70
0.80
Base nuclear
Argentina
(CAREM)
12,000 RO 0.72
China (NHR-200) 160,000 MED 0.68
Corea (SMART) 40,000 MED 0.80 § Actualmente la planta cuenta con una capacidad de 330,000 m3/día de capacidad.
De acuerdo a la tabla anterior, las plantas de Al-taweelah y Fujairah cuentan con
capacidades de desalación, similares a las que se consideraron en este trabajo.
En el caso de la planta Al-taweelah, que utiliza la técnica de desalación MED, se tiene un
costo de agua de 0.70 USD/m3, los costos obtenidos para una capacidad de 260,000 m
3/día,
con la misma técnica de desalación, varían entre 0.887 - 1.23 USD/m3. El incremento de
estos costos, como se ha visto anteriormente, es debido a distintos parámetros, entre los
cuales está el costo específico de construcción de la planta nuclear. Sin embargo, están
dentro del rango que presenta la Referencia [22] de 1.5 USD/m3.
En el caso de la capacidad de 380,000 m3/día que se considero en este trabajo, la planta de
Fujairah, tiene una capacidad cercana, esta planta cuenta con una técnica de desalación
híbrida entre los procesos MSF y RO, con un costo de agua de 0.80 USD/m3. Los costos
obtenidos para el mismo proceso de desalación se encuentren entre 1.19 - 1.56 USD/m3.
88
Estos costos son más altos, que los obtenidos por fuentes de energía fósil, como es este el
caso.
Por otra parte, en el caso de la capacidad de 330,000 m3/día, que es una de las
consideraciones en este trabajo, la cual corresponde a la planta de Ashkelon en Israel, la
Tabla 6-1, muestra un costo de agua de 0.52 USD/m3, mientras que, los obtenidos con el
programa DEEP, para esta misma capacidad de desalación, varían entre 0.624 – 0.762
USD/m3, dependiendo de las consideraciones hechas para el análisis.
Dentro de la misma tabla se muestra un costo estimado de 0.72 USD/m3, para una planta de
desalación nuclear, empleando la técnica RO, con una capacidad de 12,000 m3/día. En este
caso, los costos de agua, obtenidos, son muy cercanos a los presentados mediante las dos
fuentes de energía, sin embargo, presentan, una mayor ventaja con respecto a la planta
nuclear, ya que se puede obtener una mayor producción de agua a un mismo costo.
6.4 Conclusiones.
Durante el análisis se observa que a pesar de que se han considerado plantas de gran
capacidad de desalación, no es suficiente para cubrir las necesidades del estado de Sonora,
para poder cumplir con la demanda, se necesitarían tres complejos de desalación con una
capacidad de 330,000 m3/día aproximadamente, lo cual implicaría que si se considera al
IRIS como fuente de cogeneración de energía eléctrica y como fuente de energía para algún
proceso de desalación, se tendrían que instalar 9 módulos IRIS, lo cual implicaría una
excesiva producción de energía eléctrica para esta región del país.
Por otra parte, el costo de generación eléctrica es muy aceptable, ya que para el IRIS se
estima en 0.04 USD/kWh,[23]
mientras que en México el costo por medio de la energía
nuclear[24]
es de aproximadamente 0.91 Pesos/kWh (0.082 USD/kWh), lo cual, implica que
si se comparan estos valores, con los obtenidos durante el análisis, estos, se encuentran muy
cercanos.
La utilización del IRIS como una fuente de cogeneración de agua y electricidad, puede ser
muy competitivo, mediante la técnica de ósmosis inversa, ya que con esta técnica, se
obtienen los mejores costos de agua y además se puede suministrar mayor electricidad a la
red. Además, de que la planta de desalación mediante este proceso puede permanecer
durante grandes periodos de operación, debido a los nuevos diseños de membranas que se
están fabricando. Sin embargo, esta técnica presenta desventajas, tales como la calidad del
agua, ya que el agua producto obtenido mediante esta técnica, contiene una mayor cantidad
de sólidos disueltos que la que se obtiene mediante los procesos de destilación.
Finalmente, la cogeneración es una alternativa que puede ayudar a resolver las necesidades
de agua y electricidad en la región de Sonora a costos competitivos.
89
Referencias.
[1] U.S. Department of Energy, International Reactor Innovative and Secure
(original grant known as: the secure transportable autonomous light water
reactor star-lw), Final Technical Progress Report, Report Number: STD-ES-03-40.
[2] M. D. Carelli, IRIS: A global approach to nuclear power renaissance, Nuclear
News, September 2003.
[3] INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY, Status of innovative small and
medium sized reactor designs, Reactors with conventional refueling schemes,
IAEA-TECDOC-1485, March 2006.
[4] M. D. Carelli, L. Conway, L. Oriani, C. Lombardi, M. Ricotti, A. Barroso, J. Collado,
L. Cinotti, M. Moraes, J. Kozuch, D. Grgic, H. Ninokata, R. Boroughs, D. Ingersoll,
F. Oriolo, THE DESIGN AND SAFETY FEATURES OF THE IRIS REACTOR,
Nuclear Engineering and Design 230 (2004) 151-167.
[5] A. C. O. Barroso, B. D. Baptista F, I. D. Arone, L. A. Macedo, P. A. B. Sampaio, M.
Moraes, IRIS PRESSURIZER DESIGN, Proceedings of ICAPP ’03 Córdoba,
Spain, May 4-7, 2003 Paper 3227.
[6] J. M. Kujawski, D. M. Kitch, L. E. Conway, The IRIS Spool-Type Reactor Coolant
Pump, 10th International Conference on Nuclear Engineering Arlington, VA, April
14- 18, 2002 ICONE10-22572.
[7] INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY, Innovative Small and
Medium Sized Reactors: Design Features, Safety Approaches and R&D Trends,
IAEA-TECDOC-1451, May 2005.
[8] M. D. Carelli, L. Conway, L. Oriani, C. Lombardi, M. Ricotti, A. Barroso, J. Collado,
L. Cinotti, M. Moraes, J. Kozuch, D. Grgic, H. Ninokata, R. Boroughs, D. Ingersoll,
F. Oriolo, THE DESIGN AND SAFETY FEATURES OF THE IRIS REACTOR,
11th International Conference on Nuclear Engineering Tokyo, JAPAN, April 20-23,
2003 ICONE11- 36564.
[9] INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY, Guidebook on Introduction of
Nuclear Desalination, Technical Reports Series No. 400, IAEA, Vienna (2000).
[10] INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY, Thermodynamic and
economic evaluation of co-production plants for electricity and potable water,
IAEA-TECDOC-942, Vienna (1997).
90
[11] INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY, Optimization of the coupling
of nuclear reactors and desalination systems, IAEA-TECDOC-1444, Vienna
(2005).
[12] Aldo Saavedra, Julio Romero, Aspectos Generales Sobre Procesos y Tecnologías
de Membranas, Universidad de Santiago de Chile.
[13] INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY, Status of Design Concepts of
Nuclear Desalination Plants, IAEA-TECDOC-1326.
[14] INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY, Nuclear Power Reactors in
the World, Reference Data Series No 2, Vienna 2007.
[15] JUAN J. MARTÍNEZ DE LA VALLINA, IMPACTO AMBIENTAL DE LA
DESALACIÓN, III congreso de Ingeniería Civil, Territorio y Medio Ambiente
“Agua, Biodiversidad e Ingeniería” Zaragoza 2006.
[16] INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY, Desalination Economic
Evaluation Program (DEEP), Computer Manual Series No. 14 Vienna 2000.
[17] INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY, Examining the economics of
seawater desalination using the DEEP code, IAEA-TECDOC-1186, November
2000.
[18] INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY, Desalination Economic
Evaluation Program (DEEP-3.0), Computer Manual Series No. 19 Vienna 2006.
[19] Comisión Nacional del Agua, Estadísticas del Agua en México, Edición 2008.
[20] Secretaria de Energía, Prospectiva del Sector Eléctrico 2008-2017, México 2008.
[21] INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY, Advanced Applications of
Water Cooled Nuclear Power Plants, IAEA-TECDOC-1584, July 2007.
[22] Jorge Lechuga A., Marisela Rodríguez y Joaquín Lloveras M., Análisis de los
procesos para desalinización de agua de mar aplicando la inteligencia
competitiva y tecnológica. Ingeniería, revista académica de la FI-UADY, 11-3, pp 5-
14, ISSN:1665-529X.
[23] Mario D. Carelli, Bojan Petrovic, Nikola Cavlina, Davor Grgic, IRIS (International
Reactor Innovative Secure) – Design Overview and Deployment Prospects,
Nuclear Energy for Europe 2005, Bled, Slovenia, September 5-8, 2005.
[24] Comisión Federal de Electricidad, Costos de Generación por Tecnología 2002-
2007.
91
Apéndice A
Archivo de Entrada para el Código DEEP.
ENERGY PLANT PERFORMANCE DATA
Parámetro Unidad Variable Valor
Ref. thermal power MWt Qtp 3,000
Ref. net electric power Mwe Pen 1,005
Planned outage rate opp 0.100
Unplanned outage rate oup 0.110
Operating availability (if 0, value is calculated) Appo 0.900
Lifetime of energy plant a Lep 30
Energy plant contingency factor kec 0.00
Construction lead time m Le 36
Site specific inlet air temp ( for GT/CC cases) °C Tair N/A
Condenser-to-Interm. loop approach temp. °C DTca
Turbine type (ExtrCon / BackPr) TurType N/A
Interm. loop temperature drop °C DTft N/A
Difference between feed steam temp. and max brine
temp.
°C DT1s N/A
Intermediate loop pressure loss bar DPip N/A
Intermediate loop pump efficiency Eip N/A
ENERGY PLANT COST DATA
Parámetro Unidad Variable Valor
Specific onstruction cost USD/KW Ce 2,000
Specific O&M cost USD/MW(e).h Ceom 8.00
Fossil fuel annual real escalation %/a eff N/A
Specific fossil / renewable fuel cost USD/BOE Cff N/A
Specific nuclear fuel cost USD/MWh Cnsf 10.85
Interest rate % ir 8
Currency reference year Ycr 2008
Initial construction date Ycd 2012
Initial year of operation Yi 2015
Lifetime of energy plant a Lep 30
Lifetime of water plant a Lwp 30
Lifetime of backup heat source a LBKo N/A
Purchased electricity cost USD/Kwe cpe 0.006
Decommissioning cost (for nuclear cases) % of Ce kdcopp 30
92
RO PLANT PERFORMANCE DATA
Parámetro Unidad Variable Valor
Required capacity m3/d Wct 260,000
RO feedwater inlet temperature (if 0, default of 30 is used) °C Tsmo 30
RO plant modular unit size m3/d Wmuo 20,000
Seawater pump head bar DPsm 1.70
Seawater pump efficiency Esm 0.85
Feed salinity ppm TDS 45,000
Recovery ratio Rro 0.00
Design flux l/(m2.h) Dflux 13.60
Energy recovery efficiency Eer 0.95
RO energy recovery device type (PLT / PEX) EerType PEX
Booster pump head bar DPbm 3.30
Booster pump efficiency Ebm 0.85
High head pump pressure rise bar DPhm 61.72
High head pump efficiency Ehm 0.85
Hydraulic pump coupling efficiency Ehhm 0.97
Other specific power use kW(e)h/m3 Qsom 0.40
Planned outage rate opm 0.03
Unplanned outage rate oum 0.06
Plant availability (if 0, value is calculated) Ampo 0.90
RO PLANT COST DATA
Parámetro Unidad Variable Valor
RO plant base unit cost USD/(m3/d) Cmu 800
Infall/outfall cost (% of construction cost) % Csmo 7
Plant cost contingency factor kmc 0.10
Plant owners cost factor kmo 0.05
Plant availability (if 0, value is calculated) Lmo 0.00
Average management salary $/a Smm 75,000
Average labor salary $/a Sml 32,000
O&M membrane replacement cost $/m3 cmm 0.07
O&M spare parts cost $/m3 cmsp 0.04
Specific chemicals cost for pre-treatment $/m3 cmcpr 0.03
Specific chemicals cost for post-treatment $/m3 cmcpo 0.01
Plant O&M insurance cost % kmi 1
Num. of management personnel (if 0, value is calculated) Nmmo 0
Number of labor personnel Nmlo 0
Hybrid plant lead time (if 0, value is calculated) m Lho N/A
93
Apéndice B
Costo Asociado al Combustible.
El proceso del ciclo de combustible, comienza con la extracción del uranio de las minas, en
donde se extrae en forma de óxidos complejos y se reduce a la forma de U3O8, comúnmente
llamada Torta amarilla, el cual posteriormente se procesa para obtener hexafloruro de
Uranio (UF6), el cual es alimentado a la planta de enriquecimiento.
En el proceso de enriquecimiento, existen dos procesos comerciales para el enriquecimiento
isotópico del Uranio: la difusión gaseosa y la centrifugación gaseosa, en ambos procesos el
UF6, es alimentado en forma gaseosa para que de esta forma al final del proceso se obtenga
como producto UF6 enriquecido. El grado de enriquecimiento depende de cuantas etapas de
separación son aplicadas al material.
Una vez que se obtiene el UF6 enriquecido se procesa para convertirlo en dióxido de
Uranio (UU2), con el cual se fabrican las pastillas que se introducen en encamisados de
zircaloy, con los cuales posteriormente se arman los ensambles de combustible.
La Tabla B-1, muestra los costos asociados para la fabricación de combustible nuclear.
Tabla B- 1 Costo del uranio y del ciclo de combustible.
Costo
Torta Amarilla U3O8 85 USD/Lb
Conversión U3O8 a UF6 11.5 USD/KgU
Hexafloruro de Uranio UF6 207 USD/KgU
Enriquecimiento SWU 140 USD/KgU
Fabricación 275 USD/KgU
En años recientes, el costo del uranio se ha incrementado de forma continua, en particular a
partir del 2003 hasta hoy en día. La Tabla B-2, muestra algunos cálculos de costos de la
componente de combustible para diferentes precios del uranio conforme se han reportado
en los últimos años y para un escenario de incrementos del orden de los 120 USD/lb U3O8.
94
Tabla B- 2 Calculo de la componente de combustible en el costo de combustible.
Torta Amarilla
USD/Lb U3O8
Uranio
USD/KgU
Conversión
USD/KgU
Enriquecimiento
USD/KgU
Costo Total
USD/MWh
30 78 11.5 113 7.0724
35 91 11.5 114 7.1411
40 104 11.5 122 7.7595
45 117 11.5 125 8.0868
50 130 11.5 130 8.4433
72 188 12.5 135 9.7815
85 224 11.5 135 10.5960
100 260 11.5 140 11.4251
120 312 11.5 145 12.6324