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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERIA FACULTAD DE INGENIERIA MECANICA

CENTRALES TERMOELECTRICAS Y PLANTAS DE COGENERACION

SALOME GONZALES CHAVEZ

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Dr. Salome Gonzáles Chávez

CENTRALES TERMOELECTRICAS Y PLANTAS DE COGENERACION

PROLOGO El presente documento constituye el texto guía del Curso Centrales Termoeléctricas, impartido a estudiantes de Ingeniería en las especialidades de Mecánica, MecánicaEléctrica, Naval y Mecatrónica de la Facultad de Ingeniería Mecánica de la Universidad Nacional de Ingeniería-Perú. Este material tiene como objetivo transmitir al alumno, los fundamentos y la parte aplicativa de las Centrales Termoeléctricas y Sistemas de Cogeneración, los mismos que han de servir como elementos de base para el dimensionado, diseño, selección, operación y proyectos de instalaciones de centrales turbovapor, centrales turbogas, centrales de ciclo combinado y sistemas de cogeneración; ello de acuerdo al tipo de requerimiento y a las características energéticas estratégicas del Perú. En términos generales se aborda: el mercado eléctrico nacional y la participación termoeléctrica en el sistema el interconectado nacional- SEIN; la tecnología de generación termoeléctrica y cogeneración; la ingeniería de instalación y operación de centrales de ciclo combinado y cogeneración; los procedimientos de dimensionado y balance energético para la instalación y operación óptima de centrales de ciclo combinado y cogeneración. El Perú es un país privilegiado en cuanto se refiere a la existencia y diversificación de recursos energéticos naturales renovables y no renovables, sin embargo, su aprovechamiento en la generación de electricidad a la actualidad sigue en desbalance. Un plan estratégico de mediano y largo plazo debe apuntar a un aprovechamiento estratégico de los recursos energéticos, acorde a la tecnología moderna de conversión y/o reingeniería, bajo el concepto integrado de eficiencia, economía, calidad y, protección del medio ambiente. En el Perú ya se han dado grandes pasos en la búsqueda de mejoras, esto es la creación de normativa legal, reglamentos, procedimientos, así como órganos de administración y fiscalización de la energía. La demanda eléctrica está creciendo muy aceleradamente en los últimos años, ello obedeciendo fundamentalmente al despegue minero, agroindustrial y los servicios. Por lo tanto, la generación y el transporte de electricidad debe proyectarse en mutua correspondencia con la demanda sectorizada, garantizando su confiabilidad, eficiencia y economía. Dentro de este contexto, el elemento motor para lograr tales objetivos, lo marca la mano de obra calificada. Finalmente; este documento conforma una guía de avance dentro la transferencia del conocimiento al estudiante de Centrales Termoeléctricas, alcanzará su objetivo sólo cuando se complete con las actividades realizadas por el profesor en el aula; esto es: ampliación y detalle de conceptos, ejemplos de caso, resolución de problemas, transmisión de experiencias ingenieriles e investigación en los temas. Salome Gonzáles Chávez

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CENTRALES TERMOELECTRICAS Y PLANTAS DE COGENERACION

UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERIA FACULTAD DE INGENIERIA MECANICA DEPARTAMENTO ACADEMICO DE INGENIERIA APLICADA

SILABO P.A. 2016

1.

INFORMACION GENERAL

Nombre del curso : Código del curso : Especialidad : Condición : Ciclo de estudios : Pre-requisitos : Número de créditos : Total de horas semestrales: Total de horas por semana Teoría : Practica : Duración : Sistema de evaluación : Profesor :

CENTRALES TERMOELECTRICAS MN 163 MECANICA ELECTRICA OBLIGATORIO 10° ML244, MN116 04 56 04 04 -17 SEMANAS F DR. SALOME GONZALES CHAVEZ

2. SUMILLA Introducción. Efecto de la generación termoeléctrica sobre la demanda eléctrica nacional. Centrales termoeléctricas y ciclos termodinámicos reales. Centrales termoeléctricas de vapor. Centrales termoeléctricas de gas. Centrales termoeléctricas de ciclo combinado. Balance y caracterización energética de una central de ciclo combinado. Plantas de cogeneración. balance exergetico de centrales de ciclo combinado y cogeneración. Evaluación económica de centrales termoeléctricas. 3. OBJETIVO El alumno al finalizar el curso, deberá tener una visión clara del contexto energético nacional y mundial, definir las características técnicas económicas de una central termoeléctrica, seleccionarlo y dimensionarlo en función a criterios de planeamiento energético. Estará capacitado para esbozar una central térmica que genere cantidades específicas de electricidad, teniendo en cuenta su principio de funcionamiento y aplicación, identificación de componentes y la transformación de la energía desde la alimentación del combustible hasta la electricidad producida. Para ello se le ha de transmitir los conocimientos teórico-prácticos de las centrales termoeléctricas, en base a los conceptos de ingeniería aplicada, termofluidos e ingeniería económica. 4. PROGRAMA ANALÍTICO POR SEMANA

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SEMANA 1 INTRODUCCIÓN. Generación y consumo eléctrico nacional. Elementos básicos de una Central Termoeléctrica. Clasificación de las Centrales Termoeléctricas. Generación integrada nacional con energías renovables. Formas de conversión tecnológica de la energía SEMANA 2 EFECTO DE LA GENERACION TERMOELECTRICA SOBRE LA DEMANDA ELECTRICA NACIONAL. Infraestructura de generación termoeléctrica. Matriz energética del Perú. Flujo energético nacional y el efecto de la generación termoeléctrica. Perspectivas de las centrales termoeléctricas en el sistema eléctrico nacional. SEMANA 3 CENTRALES TERMOELECTRICAS Y CICLOS TERMODINAMICOS REALES. Definiciones. Clasificación general, principio de funcionamiento, componentes básicos, tipos de turbinas. Ciclos Rankine reales. Ciclos Joule Brayton reales, Ciclos Combinados. Ciclos de Cogeneración. Prácticas y conformación de grupos de trabajo. SEMANA 4 CENTRALES TERMOELECTRICAS DE VAPOR. Configuración de la central, abastecimiento de combustible, transformación de la energía, rendimientos de la turbina, características constructivas de las turbinas de vapor, arreglos. SEMANA 5 CENTRALES TERMOELECTRICAS DE GAS. Características de los componentes, compresor, cámara de combustión, estructura y arreglos de la turbina, diagramas térmicos. Monitoreo de trabajos monograficios. SEMANA 6 CENTRALES TERMOELECTRICAS DE CICLO COMBINADO. Disposición de planta típica, calderas de recuperación, diagramas termodinámicos, prestaciones, arreglos de centrales de ciclo combinado con una y dos presiones SEMANA 7 APLICACIONES PRÁCTICAS. Avances de temas monográficos, estudios de caso, desarrollo de problemas prácticos SEMANA 8 SEMANA DE EXAMENES PARCIALES SEMANA 9 CENTRALES TERMOELECTRICAS DE CICLO COMBINADO, CONTINUACION. Efecto de los parámetros de diseño sobre la potencia y rendimiento de una central de ciclo combinado, balance energético, rendimientos, costos SEMANA 10 BALANCE Y CARACTERIZACION ENERGETICA DE UNA CENTRAL DE CICLO COMBINADO. Aplicaciones prácticas SEMANA 11 PLANTAS DE COGENERACION. Fundamentos de la Cogeneración, ingeniería de la Cogeneración, selección de motores para un sistema de Cogeneración 4

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SEMANA 12 PLANTAS DE COGENERACION. Parámetros característicos técnicos y económicos de sistemas de cogeneración, cálculo de rentabilidad de sistemas de cogeneración SEMANA 13 BALANCE EXERGETICO DE CENTRALES DE CICLO COMBINADO Y COGENERACIÓN. Fundamentos de exergía, formulación exergética de ciclos de potencia. Balances exergéticos básicos de centrales turbogas y turbovapor. SEMANA 14 EVALUACION ECONOMICA DE CENTRALES TERMOELECTRICAS. Costos de inversión, costos de operación y mantenimiento, costos de generación SEMANA 15 APLICACIONES PRÁCTICAS Y EVALUACION FINAL DE TRABAJOS. Exposiciones y evaluación final de monografías. SEMANA 16 SEMANA DE EXAMENES FINALES SEMANA 17 EXAMEN SUSTITUTORIO 5.- ESTRATEGIAS DIDÁCTICAS Utilizando el método enseñanza-aprendizaje, el profesor ha de transmitir al alumno en cada clase: la motivación del tema en estudio, la información teórica y de experiencia del tema a tratar y, la orientación al alumno para realizar su aprendizaje de cada punto tratado.  La exposición didáctica del tema a tratar, su importancia  La formulación teórica, con ejemplos, discusión e interpretación del caso  Incentivo para el logro de clase dictada-clase aprendida 6.- MATERIALES EDUCATIVOS Y OTROS RECURSOS DIDACTICOS 6.1

Medios o Procedimientos Didácticos    

6.2   

Exposición de bases teóricas en aula de clases, presentación de datos, estadísticas y discusiones técnicas en torno a ellas Desarrollo de casos aplicativos, propuestos como trabajo de aplicación Visita a Plantas Termoeléctricas de Lima y Laboratorio de Energía de la FIM Presentación y sustentación de casos aplicativos asimilados por el alumno. Materiales del Proceso de Enseñanza - Aprendizaje Separatas del curso Exposición del profesor en pizarra Uso de presentaciones en PowerPoint

7.- EVALUACIÓN 5

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a. Sistema de Evaluación: Examen parcial (EP): Examen final (EF): Promedio de monografías (Mo):

F Peso 1 Peso 2 Peso 1

b. Sub sistema de Evaluación (parte práctica del curso) 2

Mo 

M i 1

i

2 Mo: Nota promedio de monografías. Son dos (02) monografías calificadas de las cuales no se elimina ninguna

c. Nota Final (NF): NF 

EP  2EF  Mo 4

8.- BIBLIOGRAFIA  R.W. Haywood. Ciclos Termodinámicos de Potencia y Refrigeración, Ed. Limusa, 2000  Philip G. Hill. Power Generation, Ed. MIT, 1977  Santiago Sabugal García, Florentino Gómez Monux. Centrales Térmicas de Ciclo combinado, Ed. Díaz de Santos, 2006.  Richard T. C. Harman. Gas Turbine Engineering, Ed. The Macmillan Press LTD, 1981  A. K. Raja, Amit Prakask Srivastava y Manish Dwivedi, New Age International (P) LTD, 2006  Gordon J. Van Wylen, Richard E. Sonntang, Fundamentos de Termodinámica, Ed. Limusa - Wiley S. A., 1967  R. K. Turton. Principles of Turbomachinery, Ed. E. & F. N. Spon, 1984.  Santiago García Garrido. Operación y Mantenimiento de Centrales de Ciclo Combinado. Ed. Díaz de Santos 2008.  Kotas, T.J. The Exergy Method of Thermal Plant Analysis. EUA: Krieger Publishing Company, 1995  Szargut J., Morris D.R. and Steward F.R.. Exergy Analysis of Thermal, Chemical and Metallurgical Processes, Hemisphere, New York, 1988  Gregorio Gil Energías del Siglo XXI: de las energías fósiles a las alternativas, España, 2008.  Bejan, Adrian, Tsatsaronis, George y Moran, Michael. Thermal Design and Optimization. EUA: John Wiley and Sons, 1996.  Ebadi, M.J. and Gorji-Bandpy, M. (2005) “Exergetic analysis of gas turbine plants”, Int. J. Exergy, Vol. 2, No. 1  Gómez J.L., Ribelles, M. Monleón, A. Ribes, “Análisis Exergético”, Editorial Reverte, Barcelona, 1990 Páginas de internet  www.minem.gob.pe  www.osinergmin.gob.pe  www.eia.doe.gov  www.bp.com/statisticalreview  www.coes.org.pe Lima, 2016 6

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1 1.1.   

INTRODUCCION

GENERACION Y CONSUMO ELECTRICO NACIONAL Generación de electricidad mediante centrales termoeléctricas, en donde principalmente se utilizan centrales turbogas, turbovapor y ciclos combinados. Producción de potencia mecánica para generación eléctrica y fuerza motriz en la industria azucarera, utilizando principalmente turbinas a vapor Producción simultánea de calor para uso en proceso y electricidad para autoconsumo y venta a la red, mediante sistemas de cogeneración, utilizando turbinas de vapor y/o turbinas a gas.

PRODUCCION ELECTRICA INTERCONECTADA Y NACIONAL PERUANAS La evolución de la Potencia instalada y potencia efectiva del COES desde 1994 al 2015 es la siguiente: Potencia Instalada y Potencia Efectiva del COES Año

Potencia Instalada COES (MW)

Potencia Efectiva COES (MW)

1994

2,725.97

2,391.40

1995

2,772.27

2,438.80

1996

2,909.78

2,593.30

1997

3,864.89

3,397.10

1998

4,787.70

3,725.58

1999

4,941.71

4,017.52

2000

5,268.62

4,303.35

2001

5,307.74

4,382.80

2002

5,205.20

4,402.12

2003

5,288.61

4,381.16

2004

5,245.33

4,336.21

2005

5,379.11

4,470.64

2006

5,465.27

4,799.13

2007

5,371.07

5,152.38

2008

5,342.81

5,159.95

2009

6,000.60

5,848.35

2010

6,699.20

6,463.40

2011

6,746.32

6,444.38

2012

7,330.20

7,116.70

2013

8,050.00

7,813.07

2014

9,000.00

8,717.70

2015

10,150.00

9,613.85

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CENTRALES TERMOELECTRICAS Y PLANTAS DE COGENERACION

Evolución de la potencia instalada y potencia efectiva del COES

A nivel nacional el mercado eléctrico ha evolucionado de la forma siguiente: Potencia Instalada y Potencia Efectiva Total nacional Año

Potencia Instalada Total (MW)

Potencia Efectiva Total (MW)

1995

4,462

4,075

1996

4,663

4,003

1997

5,192

4,581

1998

5,515

4,782

1999

5,742

5,116

2000

6,066

5,555

2001

5,907

5,387

2002

5,936

5,396

2003

5,970

5,422

2004

6,016

5,418

2005

6,201

5,611

2006

6,658

5,873

2007

7,028

6,352

2008

7,158

6,349

2009

7,986

7,256

2010

8,613

8,000

2011

8,691

8,046

2012 2013

9,699 11,051

8,939 9,885

2014

11,203

10,269

2015

12,252

11,296

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14,000 MW 12,000 Potencia Instalada Total (MW) 10,000

Potencia Efectiva Total (MW)

8,000 6,000 4,000 2,000 0

La demanda de electricidad es variable a lo largo de las horas de un día típico, el cual se cuantifica mediante el Diagrama de Carga. En la figura siguiente se muestra el diagrama de carga del día de máxima demanda del 2015 (25-11-2015 a las 19:45)

Diagrama de carga del día de Máxima Demanda del SEIN en el 2015

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1.2.

CENTRALES TERMOELECTRICAS Y PLANTAS DE COGENERACION

ELEMENTOS BASICOS DE UNA CENTRAL TERMOELECTRICA

ELEMENTOS BASICOS DE UNA CENTRAL TERMOELECTRICA A GAS En términos generales una Central Termoeléctrica. a gas, está conformada por los siguientes elementos básicos:  EL COMPRESOR. Se encarga de concentrar la masa de aire requerida para el proceso de combustión  LA CAMARA DE COMBUSTION. Donde se realiza la mezcla adecuada de aire y combustible y la ignición, para un proceso de combustión a presión constante  LA TURBINA A GAS. Es la turbomáquina donde los gases de combustión se expanden en el conjunto rotor, produciendo un cambio de momentum angular aprovechado en su eje como potencia mecánica  EL GENERADOR ELECTRICO. Donde se produce la electricidad

Esquema básico de una Central turbogas

Foto de una Central Termoeléctrica de Ciclo Simple (Sta. Rosa, 125 MW) 10

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Turbocompresor a gas con compresor centrífugo y turbina axial (ejemplo el existente en la Turbina a gas para instrucción en el Laboratorio de Energía de la FIM-UNI

ELEMENTOS BASICOS DE UNA CENTRAL TERMOELECTRICA A VAPOR En cambio una C. T. a vapor básica, está conformada por los siguientes elementos básicos:  LA CALDERA. Produce el vapor a partir de la combustión de petróleo, gas natural o carbón  LA TURBINA A VAPOR. Es la turbomáquina donde el vapor se expande en el conjunto rotor, produciendo un cambio de momentum angular aprovechado en su eje como potencia mecánica  EL GENERADOR ELECTRICO. Donde se produce la electricidad  EL CONDENSADOR. Condensa el vapor de descarga de la T.V. ganando así salto entálpico  SISTEMA DE BOMBEO. Impulsa el condensado hacia la caldera

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Esquema de una C.T. de vapor

Foto de la Central Turbovapor Ilo 21 (135 MW)

1.3. CLASIFICACION DE LAS CENTRALES TERMOELECTRICAS Existen diferentes formas de clasificar a las centrales termoeléctricas, por ejemplo: 1) DE ACUERDO AL FLUIDO DE TRABAJO QUE ATRAVIESA LA TURBINA  Central turbo gas o central con turbina a Gas. Cuando los gases de combustión se expanden en el o los rodetes de la turbina propiamente  Central turbovapor o central con turbina a vapor. Cuando el vapor se expande en el o los rodetes de la turbina propiamente 2) DE ACUERDO A LA COMBUSTION  Central de Combustión Interna. Cuando los gases de combustión participan directamente en la generación de potencia mecánica. Es el caso del ciclo JouleBrayton abierto  Central de combustión externa. Cuando los gases de combustión no participan directamente en la generación de potencia mecánica. Es el caso del ciclo Rankine 3) DE ACUERDO A LA PRODUCCION DE ENERGÍA FINAL  Central termoeléctrica. Produce solamente energía eléctrica  Central de cogeneración. Produce energía eléctrica y también energía térmica final para uso en procesos 4) DE ACUERDO AL CICLO TERMODINAMICO  Central de ciclo Ránkine  Central de ciclo Joule Brayton abierto o cerrado  Central de ciclo combinado. Genera potencia eléctrica aprovechando ambos ciclos Joule Brayton y Rankine 5) DE ACUERDO AL TIPO DE COMBUSTIBLE UTILIZADO  Central carboeléctrica. Cuando la caldera quema carbón

12

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

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Central nuclear. Cuando la generación de vapor se realiza por transferencia de energía desde la fisión nuclear en el reactor hacia las camisas de agua para su vaporización

6) DE ACUERDO A LA SALIDA DE VAPOR DE LA TURBINA  Planta con turbina de condensación. Cuando la presión del vapor a la salida de la T.V. es menor que la atmosférica  Planta con turbina de escape libre. Cuando la presión del vapor a la salida de la T.V. es igual a la atmosférica  Planta con turbina de contrapresión. Cuando la presión del vapor a la salida de la T.V. es mayor que la atmosférica

Foto de una Central Termoeléctrica de Ciclo Combinado (Chilca I, 822 MW)

Esquema térmico de la Central Termoeléctrica de Ciclo Combinado Chilca I

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Esquema de la Planta Turbovapor instruccional de la FIM-UNI (Laboratorio de energía)

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1.4

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GENERACION INTEGRADA NACIONAL ENERGIAS RENOVABLES

LAS ENERGIAS RENOVABLES Y NO RENOVABLES En el siguiente cuadro se muestra algunas de las diferencias entre el aprovechamiento de las energías renovables y las energías no renovables. ENERGIAS RENOVABLES

ENERGIAS NO RENOVABLES

PUNTO DE VISTA DEL RECURSO Son fuentes de energía inagotables, Son recursos agotables, dado su cualquiera sea su nivel de aprovechamiento masivo peligra su extinción aprovechamiento La ubicación geográfica de los recursos Los recursos no renovables de energía se renovables es más distribuida y encuentran geográficamente más localizados diversificada en cualquier parte del mundo y concentrados. En el espacio natural poseen menor Poseen una mayor concentración energética concentración energética por unidad de por unidad de masa o volumen. masa Son fuentes de energía, pero más aún Son exclusivos para aprovechamiento son fuentes de vida. energético PUNTO DE VISTA TECNOLOGICO Los rendimientos totales para su Los rendimientos totales para transformación transformación en energía eléctrica son en electricidad son relativamente mayores más bajos; excepto en el caso de la hidroenergía, que es la más eficiente. Se ajustan a soluciones energéticas Su aprovechamiento en transformación puntuales y a sistemas integrados. energética es generalmente de mayor escala Altos incrementos evolutivos en sus Rendimientos más estáticos, no obstante rendimientos, así como fabricación y uso siguen siendo mayores masivos PUNTO DE VISTA ECONOMICO Y SOCIAL Alta tendencia a la reducción de costos de Los costos de generación eléctrica son generación eléctrica y alta competitividad comparativamente más reducidos, pero con baja tendencia a su reducción Bajos costos operativos y altos costos de Altos costos operativos y bajos costos de instalación. instalación. Dadas las características de lejanía y Estas energías no son convenientes para dispersión en el sector rural, el satisfacer demandas puntuales del sector aprovechamiento de las energías rural, principalmente por el efecto de los altos renovables se presenta como alternativas costos que supone su transporte y de mayor viabilidad técnico – económica y distribución social PUNTO DE VISTA MEDIOAMBIENTAL Conversión limpia, renovable y duradera, Conversión con emisiones, no obstante su sin prácticamente ningún deterioro del mitigación tiende a estar por debajo de los medio ambiente niveles exigidos internacionalmente. El sol es la fuente de todos los recursos energéticos existentes en la tierra, que a su vez se puede aprovechar directamente de acuerdo su nivel de radiación, tal como se muestra en el diagrama de flujo energético siguiente: 15

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Balance electromagnético y energético del recurso solar

GENERACION INTEGRADA NACIONAL CON ENERGIAS RENOVABLES Primera subasta de energías renovables en base al D.L. 1002 En aplicación de la primera subasta de energías renovables en base al D.L. 1002, en febrero del 2010, se llevó a cabo la primera subasta de energías renovables en el Perú para la generación eléctrica interconectada, amparada en el D.L. 1002. En la figura siguiente se muestra la distribución de dichos proyectos adjudicados.

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Proyectos de generación eléctrica con RER en el Perú, en base a D.L. 1002, primera subasta

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CENTRALES TERMOELECTRICAS Y PLANTAS DE COGENERACION

Segunda subasta de energías renovables en base al D.L. 1002 El 24 de agosto 2011 se realizó la segunda subasta de energía eléctrica renovable -RERdirigida por el OSINERGMIN, donde se adjudicó 10 proyectos que cubren el 58% de la demanda requerida de energía eléctrica, acordada bajo esta modalidad.

Proyectos de generación eléctrica con RER en el Perú, en base a D.L. 1002, segunda subasta

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CENTRALES TERMOELECTRICAS Y PLANTAS DE COGENERACION

Tercera subasta de energías renovables en base al D.L. 1002 La tercera subasta de generación eléctrica con RER, concluyó el 23 de diciembre con la adjudicación de los siguientes proyectos de generación mini hidráulica.

Proyectos de generación eléctrica con RER en el Perú, en base a D.L. 1002, tercera subasta

Cuarta subasta de energías renovables en base al D.L. 1002 La cuarta subasta de generación eléctrica con RER, concluyó el 16 de febrero 2016 con la adjudicación de los siguientes proyectos. CENTRAL

POTENCIA (MW)

Central Biomasa Callao Central Biomasa Huaycoloro II Central Eólica Parque Nazca Central Solar El Rubi Central Eólica Huambos Central Eólica Dunas Central Solar Intipampa Mini CH Rucuy Mini CH Ayanunga Mini CH Kusa Mini CH Alli Mini CH Hydrika 6 Mini CH Her 1 TOTAL

2 2 126 144.48 18 18 40 20 20 15.55 14.51 8.9 0.7 430.14

ENERGIA ADJUDICADA (GWh) 14.5 14.5 573 415 84.6 81 108.4 110 131.65 72.53 69.32 60 4.66 1739.16

PRECIO MONOMICO (cUS$/kWh) 7.7 7.7 3.78 4.79 3.68 3.78 4.85 4 4.39 4.54 4.54 4.59 5.82

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1.5

CENTRALES TERMOELECTRICAS Y PLANTAS DE COGENERACION

FORMAS DE CONVERSION TECNOLOGICA DE LA ENERGIA

A través del tiempo, la conversión tecnológica de la energía desde las fuentes naturales (energía primaria), hasta la obtención de energía fina (electricidad), ha ido evolucionando en base al siguiente orden: 1º. Rendimiento de transformación: eficiencia y potencia dada la disponibilidad de la fuente primaria 2º. Economía de funcionamiento: a partir de la escases de la fuente primaria 3º. Calidad de aprovechamiento: reflejado en disponibilidad de la energía fina, vida útil del sistema de conversión 4º. Protección del medio ambiente: mitigación o desaparición de los contaminantes del medio ambiente que aparecen con el proceso de conversión de la energía En el presente así como en el futuro, de seguro que la simultaneidad de estos cuatro componentes, irá cada vez optimizándose En siguiente cuadro se ha elaborado un diagrama de las formas convencionales de conversión tecnológica de la energía.

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CENTRALES TERMOELECTRICAS Y PLANTAS DE COGENERACION

Energía Eólica

Combustibles Fósiles

Energía Hidráulica

Líquidos

Sólidos

Combustibles Nucleares

Gaseosos

Energía solar

Energía Biomásica

Energía

Primaria

FORMAS DE CONVERSION TECNOLOGICA DE LA ENERGIA

Formas de consumo energético

Energía terciaria (2da Transformación)

Energía Secundaria. (1da Transformación)

Refinería

Gasería

Coquería

Biodigestor TRSU

Generador de vapor

Combustibles Gaseosos

Central Eólica

Central Hidráulica

Líquidos

Coque

Central Diesel

Gas

Vapor

Central a gas

Central a vapor

Central solar Fotovoltaica

Electricidad

Proceso Industrial

Energía térmica

Calefactores

Calor

Motores

Fuerza Motriz

Lámparas

Iluminación 21

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2 3.1

CENTRALES TERMOELECTRICAS Y PLANTAS DE COGENERACION

EFECTO DE LA GENERACION TERMOELECTRICA SOBRE LA DEMANDA ELECTRICA NACIONAL INFRAESTRUCTURA DE GENERACION TERMOELÉCTRICA

Entre las Centrales Termoeléctricas de mayor representación en cuanto a su capacidad de generación, se encuentran. Referencias

COES OSINERGMIN DGE DEL MINEM PROINVERSION 3.2

FLUJO ENERGETICO NACIONAL Y EL EFECTO DE LA GENERACION ELECTRICA

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DIAGRAMA UNIFILAR DEL SEIN PARA EL NCP Ecuador CH Carhuaquero

CH Machupicchu

Caña Brava Machala 1700

1311 Carhuaque220 Tumbes

2814

2815

Dolorespata138 1412

2813

Combapata138 1411

2812

Tintaya138 1428

2811

Talara220 T

1314

Piura220 1342

3106

2702

2701

Ayaviri138 1404

2816

Azangaro138 1405

2817

Quencoro138 1421

1408 Cachimayo138

Talara220 1351

3187

2707

Chiclayo220

San Gaban II Abancay138 1341

Zorritos220 1365

2791

2703

1386 Piura60

2832

3184

Poechos 2 CT Piura

1703

2818

Poechos 1

2810

Curumuy

Machupic138 1415

2833

XXXX

Arcata

Malacas

2854

Oquendo

3176 3177

2819 2841

XXXX

2835

XXXX

2821

2822

2827

2825

2835

2852

2823

2820

C.Ilo138 1425

2831

CT Ilo 1

LHeroes66 1472

2842

Cantera220 1372

Kallpa

2722

Platanal

Ica220 1325

Las Flores ChilcaN220 1698

2724

3181

2951 2878

2879

Chilca60 1690

LHeroes220 1426

2836

2723

2860

Chilca

XXXX

VSalv60 XXXX

XXXX

XXXX

3171

XXXX

2950

San Juan60 1683

XXXX

XXXX Planicie220 1694

2957

Lurin60 XXXX

1407

LEYENDA Shougesa

220 kV

Pachac60 XXXX

Huinco

2836

2738 2945 2862

2834 2861

2859

2720

2719

2954

Huinco220 1489

Barsi60 1681

Naranj60 1678

2725 2796

2754 2795 3058

2961

Oquend60 1679

2959

Barsi220 1682

2962

Zapall60 1677

Miron60 1680

2958

Chavarria60 1

2960

2956

2952

CT Ilo 2

Chilca220 1373

2868

2830

Botiflaca138 1406

Independe220 1326

2717

2953

1676

2839

Ilo2 220 1434

San Juan220 1348

CT Santa Rosa

IloSPCC138

2824

Desierto220 1375 Balneario220 1302

3057

2949

3165

Chavarria60 2 1685

2869

2759 2753

2762 3184

2752

SantaRosa220 1349

2867

Independen

Balneario60 1303

2715 3164

Salamanca60 1347

Puente60 1344

3183

StaAni60 1699

Huampani60 1321 SantaRosa60 1350

2732

2882

2750 2749

2748

2731

2733

Rzinc220 1346

2866

2712 2865

Nana60 1332 CH Huampani

1313 Chavarria220

Chillon60 1675

2955

2794

2730

2864

2711 2946 2948

2947

3173 1696

Callahuan220 Ventanill220 1355

Chillon220 1674

2751 Callahuanc60 1307

1306

CT Ventanilla

1319 Huachipa60

2758

CH Callahuanca

Carabayll220 1695

Carabayll500

2760

2710

CH Matucana 1330 Matucana220

3179

3178

Zapallal220 1358

Tomasiri66 1429

MillSite138 1430

2828

1322

1320 1343

Moquegua138 1417

Moquegua220 1418

2737 Independe60 1474

Pisco

Pomacocha220

CT Mollendo

2849

2881

Moyopampa60 1331

2761

2838

Toquepala138 1431

Mollendo138 1416

HuancaveIi220

2736

2709

2727

2871

2734

2872

Aricota66 1403

Aricota138 1402

2847 Restitucion

Mantaro220 1328

CH Moyopampa

Huacho220

Charcani IV

CH Aricota 1 y 2

2826 CH Mantaro

2739

2870

PEX 138 1701

Chilina

La Joya

2785

2880

2708 Cahua

Yanango

Pachachac220 1337

2728 2742

3185

CT Paramonga

Chimay

1324

Charcani VI

Repartici138 1433

2875

Huayucach220

1420 Puno220

2846

Pachachaca

2741

2747

XXXX

XXXX Charcani I, II, III CerroVerd138 1410

1424

Cotaruse220 1436

Roncador

XXXX

2805

2840 Socabaya

Oroya220 1334

2743

Purmacana

2876

2851

2770 2788

Socabaya138 1423

2890

ParamonNue220 1341

Puno138 1419

CERVER

1704

2850

Bellavista

Jesus33 XXXX

Socabaya33 XXXX

3188

2858 Ccondorcc44 1367

2746

Concococha220 1380

Conver33 XXXX

Carhuamay220 1309

Carpapata

2798

CH Oroya

Yuncan220 1361

Juliaca 1414

XXXX

2809 2803

2883

2789

2884

2766 2857

2767

Ccondorcc138 1366

2799

Oroya50 1335

Charcani VI

Charcani V

CH Yuncan

2877

2802 2772

2773

2780

2874

2782 2873

2775

2705 2706

2863

CT Chimbote Chimbote138 1363

Chimbote220 1315

Oroya138 1333

Chilina

PqInd33 XXXX

Caripa138 1312

Malpaso50 1327

PZinc50 1345

Vizcarra220 1356

2801

2778

Pariac

CT Trujillo

CH Malpaso

2777

3180

CH Oroya

OroyaCH50 1336

2745

Carhuamay138 1308

Carhuamayo50 1310 Elor

Charcani I, II, III Charcani VI

Santuari138 1422

Yuncan138 1357

3182

2768

1352 TingoMari138 Santa Cruz 1 y 2

Huallanca138 1362

3186

2764

2797

3167

Kym Ayll138 1691 Cañon del Pato

Trujillo220 1354

Yaupi

Paragsha50 1340

Taparachi

Conver138 XXXX

Callali138 1409

Paragsha220 1339

2845

Excelsior50 1316

TingoMari220 1353

Kym Ayll220 1692

3169 Caj Nor220 1693

1323 Huanuco138

2744

3168

3170

CT Aguaytia

Aguaytia220 1301

2790

1318

2804

TRUJILLO138 1702

1364 Pucallpa60

2843 Guadalupe60

2765

Gallito Ciego

Guadalupe220 1317

2779

2704

2844 Aguaytia138 1359

Paragsha138 1338

Yarinacocha

2848

1360 Pucallpa138

LaNiña220 1673

Marcona220 ChilcaN500 1697

1329

138 kV

60/50 kV 500 kV

LPrads1 60 XXXX

SBarto60 XXX

33 kV

XXXX XXXX LPrads2 60 XXXX

3174 3175

3172

23

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CENTRALES TERMOELECTRICAS Y PLANTAS DE COGENERACION

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CENTRALES TERMOELECTRICAS Y PLANTAS DE COGENERACION

25

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CENTRALES TERMOELECTRICAS Y PLANTAS DE COGENERACION

3 CONCEPTOS FUNDAMENTALES EN LA ELECCION DE MOTORES TERMICOS PARA GENERACION TERMOELECTRICA 3.1.

EL MOTOR TERMICO PARA GENERACION ELECTRICA

Una central termoeléctrica, denominada también planta de generación termoeléctrica o simplemente central térmica o planta térmica, lo conforma el conjunto de generación eléctrica desde el sistema de alimentación de combustible, hasta la producción de electricidad en bornes del sistema generador eléctrico. La máquina térmica o motor térmico es el elemento neurálgico de una central termoeléctrica, en donde la energía térmica del fluido caloportador se expande produciendo trabajo mecánico en su eje, desde donde es aprovechado por el generador eléctrico para producir electricidad. 3.2.

CLASIFICACION GENERAL

Los motores térmicos que accionan una central termoeléctrica, se pueden clasificar de la forma siguiente: a. Turbomáquinas térmicas. Existen dos grandes tipos:   

Turbina a gas. Conforma a una central turbogas: set turbogas Turbina a vapor. Conforma a una central turbovapor: set turbovapor Uso combinado de turbinas a gas y turbinas a vapor. Conforma a una central de ciclo combinado

b. Motores de combustión interna reciprocantes   3.3.

Motores Diesel. Son motores de pistón que se alimenta de combustible Diesel Motores de gas. Son motores de pistón que se alimenta de combustible gas natural

PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO Y TIPOS

PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DE UNA TURBINA A GAS Es una turbomáquina motriz (rotodinámica) compuesta por un sistema rotórico, en el que los gases producto de la combustión se expanden e intercambian su momento de cantidad de movimiento, produciendo así potencia mecánica en su eje La turbina a gas está conformada por las siguientes partes, mostradas en la figura:

26

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Esquema de componentes de una turbina a gas

Vista del ensamblaje de una turbina a gas

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Esquema de corte de una turbina a gas PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DE UNA TURBINA A VAPOR Es una turbomáquina motriz (rotodinámica) compuesta por un sistema rotórico, en el que el vapor se expande e intercambia su momento de cantidad de movimiento, produciendo así potencia mecánica en su eje

La turbina de vapor está dividida por un determinado número de escalonamientos, el rotor está compuesto por una serie de coronas de alabes, uno por cada escalonamiento de la turbina. Los alabes se encuentran unidos solidariamente al eje de la turbina.

Unión eje- alabes de rotor de una turbina de vapor

Identificación de un escalonamiento en de una turbina de vapor

28

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Ilustración de una turbina de vapor seccionada TIPOS DE TURBINAS DE VAPOR

Una forma de clasificación de las turbinas de vapor puede considerarse haciendo referencia al movimiento de la corriente de vapor dentro de cuerpo de la turbina. Según este criterio existen dos tipos:  Radiales. La circulación de vapor se establece en un plano perpendicular al eje de la turbina  Axiales. La circulación de vapor transcurre paralelamente al eje de la turbina.

Turbina de vapor radial o centrípeta

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Turbina de vapor axial, vista de un escalonamiento PRINCIPIO DE UN MOTOR DIESEL Es una máquina motriz compuesta de un sistema cilindro-pistón, en el que los gases producto de la combustión se expanden produciendo un trabajo de desplazamiento lineal, convertido a rotativo bajo un sistema biela-manivela, produciendo así potencia mecánica en su eje

Planta de generación Diesel de 10x10 MW

30

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3.4.

CENTRALES TERMOELECTRICAS Y PLANTAS DE COGENERACION

CAMPO DE APLICACIÓN DEL TIPO DEL MOTOR TERMICO SEGÚN NIVELES DE POTENCIA Y RENDIMIENTOS

Dependiendo de la potencia de requerimiento, la eficiencia de funcionamiento o la economía de combustible a diferentes condiciones de carga, cada motor primario tiene su campo de influencia, tal como se puede apreciar en las siguientes gráficas características de las diversas firmas fabricantes actuales:

Comparación de rendimientos por tipo de motor térmico, en función de la potencia de salida

Comparación del consumo específico de combustible por tipo de motor térmico y porcentaje de carga COSTO DE GENERACION ELECTRICA

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CENTRALES TERMOELECTRICAS Y PLANTAS DE COGENERACION

El costo de generación eléctrica, es uno de los parámetros fundamentales para determinar la conveniencia técnico-económica de instalación de un tipo de planta de generación eléctrica. A manera de ejemplo, a continuación se presenta la estructura de costos de una central termoeléctrica Diesel actual de 3.6 MW.

Considerando los siguientes datos de entrada Precio del combustible (fuel pesado, con un poder calorífico de 42.700 kJ/kg)

155 USD/tn

Aceite lubricante

1.752 USD/tn

Piezas de desgaste en el periodo indicado

726.458 USD

Costos de operación y mantenimiento

583.940 USD

Consumo de fuel pesado

210 g/kw/h

Consumo de aceite lubricante

2,97 kg/hora

Horas de funcionamiento de la planta, anual

8.000 horas

Factor de carga, funcionamiento medio

90%

kWh producidos al año

28.800.000 kWh

Se tiene la siguiente tabla de resultados: Costos de lubricante

0.00144 USD/kWh

Costos de repuestos

0.00252 USD/kWh

Costos de operación y mantenimiento

0.00202 USD/kWh

Total costos de mantenimiento

0.00598 USD/kWh

Costos de combustible

0.03255 USD/kWh

Total costos de operación

0.03853 USD/kWh

Supuesto un costo de 2.800.000 USD para una planta de estas características, y su depreciación en 10 años Costos de la inversión

0.00972 USD/kWh

Costos totales de operación, incluyendo la amortización de la planta

0.04825 USD/kWh

32

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4

CENTRALES TERMOELECTRICAS Y PLANTAS DE COGENERACION

CICLOS TERMODINAMICOS REALES DE CENTRALES TERMOLECTRICAS

En la generación de electricidad a gran potencia, existen dos grandes tipos de ciclos termodinámicos reales (denominados ciclos de potencia), con sus arreglos correspondientes, que gobiernan la transformación de la energía térmica en electricidad:  

Ciclo Rankine y sus arreglos (regeneración o precalentamiento de agua de alimentación, recalentamiento y sobrecalentamiento de vapor) Ciclo Joule-Brayton abierto y sus arreglos (regeneración o calentamiento del aire a la salida del compresor y, recalentamiento intermedio de gases, inyección de vapor a la cámara de combustión)

El límite termodinámico para obtener la máxima eficiencia en cualquiera de estos arreglos, es el Ciclo de Carnot

Carnot  1 

TFrío TCaliente

En la figura siguiente se presenta una comparación entre el rendimiento de Carnot y los rendimientos de los diversos ciclos de potencia

Comparación de ciclos reales frente al límite Carnot

33

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4.1.

CENTRALES TERMOELECTRICAS Y PLANTAS DE COGENERACION

CICLO TERMODINAMICO REAL DE CENTRALES TERMOELECTRICAS DE VAPOR

Con el objetivo de transmitir el conocimiento teórico-práctico de las centrales termoeléctricas de vapor, se presenta estudios de caso de Centrales Termoeléctricas de vapor más importantes del Perú. En este sentido, a continuación se presenta el comportamiento termodinámico de la Central Termoeléctrica Ilo 21, que conforma una de las centrales turbovapor de mayor capacidad de generación en el Perú, con potencia nominal de 125 MW.

Comparación del rendimiento de Carnot y el rendimiento de ciclo de la Central Termoeléctrica Ilo 21, en función de la temperatura máxima de aprovechamiento

34

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CENTRALES TERMOELECTRICAS Y PLANTAS DE COGENERACION

Esquema ilustrativo de la C T Ilo 21

Diagramas del ciclo termodinámico temperatura-entropía (T-s) y entalpía-entropía (h-s)

Identificación de propiedades en el ciclo termodinámico de la C T Ilo 21

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CENTRALES TERMOELECTRICAS Y PLANTAS DE COGENERACION

FORMAS DE MEJORAR LA EFICIENCIA TÉRMICA DE UNA CENTRAL TERMOELÉCTRICA A VAPOR

36

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4.2.

CENTRALES TERMOELECTRICAS Y PLANTAS DE COGENERACION

CICLO TERMODINAMICO REAL DE CENTRALES TERMOELECTRICAS DE CICLO COMBINADO, TURBOGAS-TURBOVAPOR

Una central termoeléctrica de ciclo combinado se caracteriza por su doble aprovechamiento térmico en la generación de potencia, set turbogas y set turbovapor, y constituye así el arreglo mas evolucionado de las centrales termoeléctricas. A continuación se presenta el esquema referencial de este tipo de sistemas de generación eléctrica.

1. Conjunto turbogas. 2. Bypass de flujo de gas de escape de la T.G. 3. Caldera recuperadora 4. Evaporador de baja presión 5. Economizador de alta presión 6. Evaporador de alta presión 7. Sobrecalentador de alta presión 8. Calderín de baja presión 9. Bomba de circulación de baja presión 10. Calderín de baja presión 11. Bomba de circulación de alta presión 12. Tanque de alimentación de agua - desaereador 13. Bomba de alimentación de baja presión 14. Bomba de alimentación de alta presión 15. Conjunto turbovapor 16. Condensador 37

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CENTRALES TERMOELECTRICAS Y PLANTAS DE COGENERACION

17. Bomba de condensado 18. Bypass de vapor a alta presión 19. Bypass para exceso de vapor 20. Estación reductora para redistribución de vapor

En el diagrama temperatura-entropía siguiente se identifica los procesos térmicos: I.

Circuito de gas 1–2

:

Compresión.

2–3

:

Cámara de Combustión

3–4

:

Expansión en la turbina

4–5

:

Caldera recuperadora.

5–1

:

Flujo de chimenea

II. Circuito de vapor 6–7

:

Economizador.

7–8

:

Evaporador.

8–9

:

Sobrecalentador.

9 – 10

:

Expansión en turbina de vapor

10 – 11

:

Condensador

11 – 6

:

Alimentación de calor.

38

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CENTRALES TERMOELECTRICAS Y PLANTAS DE COGENERACION

5 CENTRALES TERMOELECTRICAS DE VAPOR Con el objetivo de estudiar las características técnicas del las C.T. a vapor, su configuración térmica, sus componentes, sus parámetros de funcionamiento y evaluación de costos de generación, se toma como referencia la Central Termoeléctrica a vapor Ilo 21 5.1

CONFIGURACION DE LA CENTRAL

La Central Termoeléctrica ILO21 está ubicada en el kilómetro 25 de la Carretera Costanera Sur en la Zona denominada “Loma la Buitrera Pampa de Palo”, provincia de Ilo, departamento de Moquegua. El terreno para la unidad tiene una altitud de 25 m.s.n.m. Actualmente está constituida por una Unidad de 135 MW de potencia nominal (125 MW de potencia neta) constituidos por una turbina y una caldera que emplea carbón como combustible principal y diesel 2 como combustible alternativo y para arranques. Adicionalmente se incluye: -

Un muelle para la descarga de carbón de 1,250 metros de longitud. Un cabezo de muelle para soportar dos grúas descargadoras de carbón. Dos canchas para almacenamiento de carbón (2 x 100 000 toneladas) Sistema de equipos y fajas para el transporte y manejo del carbón. Una estación de toma y bombeo de agua de mar para el enfriamiento de las unidades. Dos tuberías sifón (Ø 2.2m por 750 m de longitud) para captar agua de mar. Dos plantas de agua desalinizada. Una planta de agua desmineralizada. Una planta de producción de agua potable. Una planta de tratamiento de aguas servidas. Un sistema de extracción y manejo de escorias y cenizas. Sistema cerrado de agua de enfriamiento. Sistema de aire comprimido. Sistema de protección contra incendio. 01 tanque para el almacenamiento de diesel (5 000 m3). 02 tanques para almacenar agua desalinizada (2 x 2 600 m3) 01 tanque para almacenar agua desmineralizada (1 500 m3) 01 tanque para almacenamiento de agua potable (150 m3) Subestación tipo GIS (Gas Insulated Switchgear) en 220 kV. Edificio administrativo, talleres y almacenes. Cancha para depositar cenizas.

Especificaciones técnicas de la C T Ilo 21 39

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Fabricante Tipo Potencia Velocidad Presión de Vapor Temperatura de vapor Presión de salida Gobernador Horas de operación Número de arranques

Tipo Area de superficie Presión Carga de calor Flujo de agua de mar Material tubos Número de tubos Diámetro de tubos

Fabricante Capacidad Voltaje Factor de Potencia Frecuencia Polos y fases Enfriamiento

CENTRALES TERMOELECTRICAS Y PLANTAS DE COGENERACION

Turbina Hitachi De condensación, tandem compuesta con recalentamiento y doble flujo en el escape. 135 MW 3,600 rpm 16.67 MPa (a) 538°C 4.5 kPa (a) Digital - Electro - Hidráulico. 8000 horas anuales Frio : 10 por año (50 horas de parado) Caliente: 30 por año (8 horas de parado) 2 operaciones en isla por año Condensador Carcasa simple, dos pases. 6,480 m2. 4.5 kPa (a) 562 GJ/h 15,700 m3/h Titaneo 6476 28.58 mm Generador Eléctrico Hitachi 169MVA 17.0 kV ± 5% 0.8 60 Hz 2 fases y 3 polos Enfriado por aire.

Fabricante Tipo de enfriamiento Potencia Número de fases Frecuencia Alto Voltaje Bajo Voltaje Taps Conexión

Fabricante Tipo Capacidad Consumo de vapor TDS Conductividad

Fabricante Tipo Capacidad

Fabricante Tipo Capacidad

Fabricante Capacidad

Transformador de Potencia Meidensha Corporation ONAN/ONAF/ODAF 102/136/169 MVA 3 60 Hz 220 kV 17 kV 220 kV ± 10 x 1.0% (21 taps) YNd11 Planta Desalinizadora Entropie MED 2 - destilación multi efecto (2 trenes) 1300 m3/día/tren 9.1 t/h a 14 bar (g) 10 mg/l (Sólidos Disueltos) 20 µS/cm. a 25°C Planta Desmineralizadora Organo Corporation Mixed Bed Polisher (2 trenes) 600 m3/día/ tren Planta de Agua Potable Organo Corporation Por Inyección de Cloruro ( 2 trenes) 72 m3/día/tren

Planta de Tratamiento de Aguas Servidas UNIDRO 550 m3/día

Ubicación de la Central TE a carbón Ilo 21 40

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Componentes de la Central Termoeléctrica a vapor Ilo 21

Disposición en vista de planta de la Central Termoeléctrica a Vapor Ilo 21

41

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5.2

CENTRALES TERMOELECTRICAS Y PLANTAS DE COGENERACION

SISTEMA DE ABASTECIMIENTO DE COMBUSTIBLE

El carbón llega a la central por medio de barcos autodescargables de hasta 50 000 toneladas de desplazamiento (1). Los barcos atracan junto a la plataforma de descarga (2), donde sus grúas retiran el carbón de las bodegas de la nave y lo vierten en las tolvas que lo distribuyen sobre la faja transportadora (antes del terremoto del 23 de junio de 2001 se contaba con dos grúas canguro en el muelle para realizar la descarga). Una segunda faja transportadora (3) conduce el carbón a lo largo del muelle hasta las canchas donde es distribuido por medio del apilador (4) para formar pilas de carbón. El carbón es recogido de la cancha por dos recuperadores semiautomáticos (5), estos utilizan una banda de paletas, recogen el carbón de la pila y lo depositan sobre fajas transportadoras, las que lo conducen hasta los silos de almacenamiento (6). Esta operación de cargado de silos se realiza todos los días. El carbón cae desde los silos hasta el alimentador (7) y, luego, al pulverizador (8) donde es triturado hasta convertirse en polvo. Un ventilador de tiro forzado (9) provee el aire necesario para el proceso de combustión, mientras que el ventilador de aire primario provee el flujo de aire (10) requerido para el transporte de las partículas de carbón desde el pulverizador hasta los quemadores (12), donde las partículas se encienden formando la llama en el hogar (13). Como combustible de emergencia y para el arranque de la unidad se tiene el Diesel (11). Este es almacenado en un tanque de 5000m3 de capacidad y bombeado hacia los quemadores manteniendo una presión constante de diesel para su utilización inmediata. Características del petróleo Diesel 2 Especificaciones

Prueba ASTM

Total Cenizas ppm Gravedad API @ 60ºF Apariencia, Color ASTM Residuo de Carbón % peso Punto de Nebulosidad ºC Indice de Cetano Número de Cetano Corrosión por Cobre Temperatura de Destilación 50% ºC 90% ºC Punto de Inflamación ºC Hidrógeno % peso Viscocidad Cinemática Cst (37.8ºC) Lubricidad gm, min Poder Calorífico Bajo Btu/lb Nitrógeno % peso Estabilidad a la Oxidación Punto de Fusión ºC Sodio + Potasio ppm Gravedad Específica (15.6ºC) Azufre % peso Vanadio ppm Sedimentos y Agua % volumen

D-482 D-287

5.3

D-524 D-2500 D-4737 D-618 D-130

Valores en Tanque Minimo Máximo 20 34 3 0.012 -4 45 50 3

D-86 D-85 D-93

52

D-445 D-6073 D-240

1.90 2800 18300

D-2274 D-97-93

-7

D-1298 D-2622

256 329

0.835

D-2709

4.1

2 -18 4 0.855 0.5 0.5 0.05

TRANSFERENCIA DE ENERGÍA AL CIRCUITO AGUA - VAPOR

42

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CENTRALES TERMOELECTRICAS Y PLANTAS DE COGENERACION

Después de formarse la llama en el hogar (13), los gases calientes pasan por el exterior de los tubos del sobrecalentador (21), recalentador (23) y economizador (18), antes de dejar la caldera. Luego, a través de ductos (14) se dirigen al precipitador electrostático (15) donde queda atrapada la ceniza volante y, finalmente, son emitidos a la atmósfera a través de la chimenea (16). El precipitador electrostático tiene una eficiencia del 99% y constituye uno de los componentes modernos que hacen de la quema de carbón un proceso de combustión limpio acorde a los requerimientos ambientales vigentes. Los gases calientes transfieren su energía a los tubos del hogar de la caldera (20) por donde circula agua tratada. Esta se evapora en el domo de la caldera (19) y, luego, el vapor formado eleva su temperatura en los tubos del sobrecalentador (21) 5.4

TRANSFORMACIÓN DE ENERGÍA TÉRMICA EN MECÁNICA

El vapor sobrecalentado se dirige hacia la turbina de alta presión (22) impulsando los álabes de ésta, con lo cual se consigue el giro de la misma. El vapor con menor presión deja la turbina de alta presión y retorna a la caldera donde vuelve a calentarse en el recalentador (23). El vapor recalentado se dirige hacia la turbina de media y baja presión (24) donde impulsa los álabes de éstas, convirtiendo la energía térmica en energía mecánica, la cual se transmite por el eje de la turbina. En la última etapa, el vapor saliente de la turbina de baja presión, cambia a estado líquido en el condensador (25) que emplea como medio enfriador agua de mar. El condensado obtenido, en la caja del condensador (25), es bombeado hacia el desaereador pasando por tres calentadores de baja presión, del desaereador es bombeado hacia la caldera pasando por tres calentadores de alta presión, a través de la tubería de agua de alimentación (17) ingresando por el economizador (18), completando así este ciclo.

5.5

TRANSFORMACIÓN DE ENERGÍA MECÁNICA EN ELÉCTRICA

Acoplado al eje de la turbina se encuentra el generador eléctrico (30), donde la energía mecánica se convierte en energía eléctrica, con un voltaje de 17 kV. Esta energía eléctrica eleva su voltaje en el transformador principal (31) hasta 220 kV, para poder viajar por dos líneas de transmisión (32) hacia la sub estación de Moquegua y de allí a los centros de consumo 5.6

SISTEMA DE ENFRIAMIENTO

El agua de mar, que se emplea como medio enfriador para el condensador, se obtiene por medio de un tubo sifón (27), que la descarga en la poza de captación (33), donde es bombeada (28) hacia el condensador, para finalmente ser descargada al mar (29).

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Sistema de toma de agua de mar

Asimismo, de la poza de captación (33) se bombea agua de mar (34) hasta la planta desalinizadora (35). El agua desalinizada se almacena en dos tanques (36), y de allí es conducida a la planta desmineralizadora (37) donde se produce agua sin sales ni minerales. El agua desmineralizada es almacenada en un tanque (38) y de allí es inyectada al condensador a través de una línea de reposición.

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Esquema del tratamiento de agua

Durante la operación de la caldera se producen purgas; las cuales se realizan a través del tanque de "BlowDown" (39). Estas purgas junto con los drenajes industriales de la planta y desagues de las instalaciones, se conducen hasta la planta de tratamiento de aguas servidas (40), y el agua tratada resultante de esta planta se utiliza en el sistema de forestación (41) alrededor del terreno de la Central Termoeléctrica Ilo2.

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5.7

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CARACTERISTICAS CONSTRUCTIVAS DE TURBINAS DE VAPOR

Los arreglos y construcciones de las turbinas a vapor para generación de potencia eléctrica, fundamentalmente varían según el nivel de potencia a generar, al grado de reacción y a la presión del vapor a la salida de la turbina. Para generación en grandes potencias las turbinas de vapor son de condensación, y para bajas potencias son de contrapresión.

Sección de una T.V. de condensación

T.V. de condensación de dos cuerpos

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T.V. de condensación de dos cuerpos y dos flujos de baja presión (BP)

T.V. de contrapresión

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Esquema de la Central Turbovapor de condensación Ilo 21, conformado por tres cuerpos: AP, MP y BP

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6 CENTRALES TERMOELECTRICAS DE GAS 6.1

CARACTERISTICAS DE LOS COMPONENTES PRINCIPALES

6.1.1 EL COMPRESOR En centrales termoeléctricas el compresor es de tipo axial de múltiples rotores instalados en su eje, conformando etapas o escalonamientos. Cada escalonamiento del compresor está formado por una rueda de álabes móviles (rotor) y a continuación otra de álabes estacionarios (estator). En la primera rueda la corriente de aire transmite energía cinética que posteriormente es convertida en energía de presión en el estator. En cada etapa se consigue una relación de compresión entre 1,1:1 a 1,4:1, pudiéndose alcanzar relaciones de compresión totales de 15:1 o mayores.

Compresor axial en ensamblaje 6.1.2 LA CÁMARA DE COMBUSTIÓN Es el ambiente en donde se inyecta combustible, se mezcla con el aire comburente procedente del compresor y se provoca la combustión. Este proceso es continuo y se realiza en condiciones de presión y temperaturas elevadas. En las turbinas de gas la relación aire/combustible es muy superior a la estequiométrica, de manera tal que el aire de exceso sirva para enfriar los gases de la combustión y así, las temperaturas obtenidas no sean excesivamente elevadas para los materiales de la zona posterior a la cámara. Por ejemplo, utilizando gas natural, la relación de compresión estequiométrica aire /combustible sería 15:1, entonces la relación utilizada se sitúa alrededor de 50:1. El diseño de la cámara de combustión debe garantizar la estabilidad de la llama, un encendido eficaz y una operación segura a diferentes regímenes de funcionamiento. Para conseguir ello, la cámara dispone de dos zonas: 49

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

La zona primaria en la que se permite la entrada de aire (aire primario) en una cantidad suficiente para producir una combustión completa. Para ello se crean regiones ricas, en las que además se producen recirculaciones para mantener la llama estable. La introducción del combustible se realiza a través de unos inyectores que permitan una homogeneización rápida de la mezcla



En la zona secundaria los gases resultantes de la combustión se diluyen con más aire, con lo que la temperatura disminuye antes de la admisión en la turbina. Este caudal de aire secundario es del orden de 3 o 4 veces mayor que el de aire primario

Esquema de distribución de una cámara de combustión Antes de entrar en la cámara de combustión, el aire procedente del compresor es desacelerado mediante unos difusores, de esta manera se evitan las fuertes pérdidas de carga que se darían en una combustión a alta velocidad (puesto que la pérdidas de carga son proporcionales al cuadrado de la velocidad). Dentro de la cámara de combustión, en la zona primaria, es necesario que se forme una buena mezcla del aire con el combustible inyectado en un corto recorrido, por ello se recurre a la creación de turbulencias mediante álabes radiales torsionados, que generen un vórtice alrededor de la llama, lo cual permite, por un lado la estabilidad de la misma y por otro la mezcla en la periferia del vórtice. La geometría de las cámaras de combustión está diseñada para unas condiciones determinadas, cuando la relación aire/combustible, o el gasto de aire, o la presión en la cámara varíen debido a que las condiciones de funcionamiento de la turbina no sean las de diseño, la eficiencia de la cámara se reducirá. Por ello, en los diseños existen válvulas que regulan la proporción aire/combustible según las condiciones de operación. Las cámaras se construyen con aleaciones resistentes a las altas temperaturas, por ejemplo, níquel-molibdeno-cromo.

Existen tres disposiciones principales de situar la cámara de combustión en las turbinas de gas, que son: 

Disposición tubular: el aire procedente del compresor se divide en una serie de corrientes separadas cada una de las cuales alimenta a una cámara de 50

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combustión. Estas cámaras se encuentran espaciadas alrededor del eje que une el compresor y la turbina y está alimentada con su propio chorro de combustible procedente de una línea de alimentación común. Este tipo de disposición es adecuada cuando se trabaja con compresores centrífugos, pues el caudal de aire ya sale dividido en varias corrientes. 

Disposición anular: existe una única cámara que rodea el eje del rotor, de esta manera se aprovecha al máximo el espacio existente entre el compresor y la turbina, teniendo por ello menores pérdidas de carga. Sin embargo la distribución de combustible es menos homogénea y estructuralmente es más débil.



Disposición tubo-anular: es una combinación de las dos anteriores, la cámara misma es anular, mientras que los tubos de llama son individuales

Cámara de combustión, disposición interna 6.1.3 LA TURBINA A GAS PROPIMENTE La turbina a gas propiamente dicha, está conformada por una serie de etapas o escalonamientos, cada una de las cuales consta de una rejilla de álabes fijos (distribuidor) y otra de álabes móviles (rotor). Los gases procedentes de la cámara de combustión circulan primero por los álabes fijos, donde la presión se transforma en velocidad debido a la sección convergente entre ellos. Al mismo tiempo, el flujo es 51

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desviado hacia los álabes rotóricos, en los cuales se originan las fuerzas que provocan el torque y la rotación. Los álabes estacionarios están fijados a dos anillos concéntricos formando las llamadas toberas, de los cuales el exterior está fijo a la carcasa de la turbina. Cada parte móvil (rotor) está formado por un disco móvil con álabes en su periferie Debido a las elevadas temperaturas de los gases de escape, es necesaria la refrigeración de los álabes de las turbinas; para ello se redirecciona una buena parte del aire proveniente del compresor y se dirige hacia los álabes y demás piezas que requieren de refrigeración.

Alabe rotórico y característica de unión al eje de la turbina a gas Una central turbogas, se caracteriza por su alta sensibilidad en rendimiento y potencia, a los cambios en las condiciones medioambientales, por lo que debe ser seleccionada teniendo en cuenta las características medioambientales del lugar de influencia. A continuación se presenta unas curvas de comportamiento de una turbina a gas marca ALSTOM: Marca y tipo de turbina: Engine speed: Altitude: Ambient pressure: Relative humidity: Inlet ducting loss: Exhaust ducting loss: Gearbox efficiency: Alternator efficiency: Fuel:

Turbina monoeje Typhoon, (ISO) 5,25 MW 17.384 rpm Sea level 101,3 kPa 60% 1,0 kPa 2,0 kPa 90% 96,5% Natual gas only

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Comportamiento de una turbina a gas Typhoon de ALSTOM

En este sentido, debe tenerse en cuenta lo siguiente: Efecto de la altura sobre el nivel del mar: Una mayor altura supone una menor densidad del aire que entra en el compresor. Considerando que el volumen de entrada es constante para una velocidad de rotación determinada resulta una masa menor de aire. Para una temperatura fija de salida de los gases de la cámara de combustión, esta menor masa de aire requerirá menos combustible y como consecuencia se obtendrá menos potencia. A parte la masa de gases de escape también disminuirá. Por cada 100 m de altura sobre el nivel del mar se tiene una pérdida de potencia en torno a un 1 - 1,5%, Efecto de la temperatura ambiente. Un aumento de la temperatura ambiente, para una determinada presión ambiental, conlleva una disminución de la densidad, con los mismos efectos descritos anteriormente. El hecho de que el aire sea menos denso y por tanto el caudal másico sea mayor obliga a invertir una mayor potencia en el eje del compresor, que en condiciones normales absorbe 2/3 de la potencia mecánica generada. Efecto de pérdida de carga en la admisión del aire. Al igual que antes, para temperatura determinada se produce una disminución de la densidad del aire. Como es imposible no tener pérdidas de carga en las etapas de filtrado del aire y en las conducciones de los gases, se establece que por cada 150 mm.c.a. se dará una pérdida de entre un 1,5 y 2,5% de la potencia nominal.

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7 CENTRALES TERMOELECTRICAS DE CICLO COMBINADO La evolución tecnológica en lo que compete a la generación de potencia termoeléctrica, las centrales térmicas de ciclo combinado representan el mayor desarrollo optimizado de rendimiento, economía de funcionamiento y emisiones de contaminantes atmosféricos, ello comparativamente a las centrales térmicas de vapor y centrales térmicas a gas tradicionales. 7.1

DIAGRAMA TERMODINAMICO EQUIVALENTE DE UNA CENTRAL TERMO ELECTRICA DE CICLO COMBINADO T : III.

IV.

Temperatura Circuito de gas 1–2 : 2–3 : 3–4 : 4–5 : 5–1 : Circuito de vapor 6–7 : 7–8 : 8–9 : 9 – 10 : 10 – 11 : 11 – 6 :

S

:

Entropía

Compresión Cámara de Combustión (Adicción de calor Q+) Expansión (turbina) Caldera recuperadora Flujo de chimenea (disipación de calor Q-A) Economizador Evaporador. Sobrecalentador Turbina de vapor Condensador (Disipación de calor Q-B) Alimentador de calor

Fig. 8.1 Diagrama equivalente Temperatura-Entropía del sistema Ciclo Combinado

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7.2

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PRESTACIONES DE LAS CENTRALES DE CICLO COMBINADO

Una central típica actual de ciclo combinado de 100 MW para aplicaciones en cogeneración, con tecnología ASEA BROWN BOVERI-ABB, comprende el siguiente arreglo:  Dos turbinas de gas  Dos generadores de vapor (calderas recuperadoras) equipados con convertidores catalíticos de NOx y CO  Una turbina de vapor de admisión dual Sus principales características técnicas incluyen: - Alta tasa de utilización de combustible. - Niveles de emisión muy bajos (NOx < 7 ppm, CO < 1 ppm, etc) - Niveles de ruido a 244 metros, menores a 39 dBA. - Sistema de control totalmente automatizado (Procontrol P). A continuación se resume los datos principales de esta planta, para condiciones ambientales con temperatura 24 °C y presión barométrica 96.5 kPa: Conjunto turbogas. Cada turbina a gas: - Turbina de gas - Combustible - Poder calorífico inferior - Control de NOx - Potencia en los terminales del generador - Rendimiento de la turbina a gas - Flujo másico de gases de escape - Temperatura de gases de escape - Pérdida de presión de gases de escape

: : : : : : : : :

Tipo 8 Gas natural 47 570 kJ/kg Inyección de vapor 43.8 MW 31.2 % 167 kg/s 535 °C 0.45 kPa

Generador de vapor: Caldera Recuperadora Caldera S. I. - Flujo de gases de escape a la entrada de la caldera: - Temperatura del agua de alimentación : - Flujo másico de vapor : - Presión del vapor : - Temperatura del vapor : - Calidad del vapor : - Temperatura de gases de escape :

148 kg/s 88 °C 31.5 kg/s 7000 kPa Saturado 85 % 123 °C

Caldera S. E. - Flujo de gases de escape en la entrada de la caldera: - Temperatura del agua de alimentación : - Flujo másico de vapor a baja presión. : - Temperatura del vapor a baja presión : - Presión del vapor a baja presión : - Flujo másico de vapor a alta presión. : - Temperatura del vapor a alta presión : - Presión del vapor a alta presión : - Temperatura de gases de escape :

186 kg/s 60 °C 4.9 kg/s Saturado 530 kPa 24.4 kg/s 475 °C 4140 kPa 115 °C

Grupo turbovapor: - Vació en el condensador - Temperatura del agua de refrigeración - Flujo de agua de refrigeración - Producción en terminales de generador

8.2 kPa 26.7 °C 670 kg/s 15 MW

: : : :

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Unidad de Ciclo Combinado (Total): - Flujo másico de vapor - Producción de calor - Producción total de potencia eléctrica (TG + TV) - Consumo de los equipos auxiliares de la planta - Potencia neta de la planta - Potencia del combustible

: : : : : :

31.5 kg/s 80.2 MW 102.6 MW 2.6 MW 100 MW 280.4 MW

Otro arreglo de planta de ciclo combinado utilizado para cogeneración, con capacidad de 223 MW e y 188 MW, es el que se presenta el diagrama térmico siguiente:

1. 2. 3. 4. 6.

Set turbogas Tipo 13 E Caldera recuperadora multipresión Tanque de alimentación de agua/desaereador Set turbovapor Condensador

Fig. 8.2 Ciclo Combinado, PEGUS 12, de 223 MWe y 188 MWt Este tipo de central combina las siguientes ventajas: - Alto rendimiento (bajo consumo de combustible) - Baja tasa de emisión de NOx - Baja emisión de ruido - Flexibilidad operativa muy grande - Diseño optimo para fines de cogeneración Las plantas de ciclo combinado para cogeneración, permiten obtener comúnmente una potencia eléctrica neta de 47 % y una potencia térmica del 39 % (relación 1.2) con una utilización de combustible del 86 % (poder calorífico inferior).

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7.3

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CENTRALES DE CICLO COMBINADO CON SISTEMA TURBOVAPOR DE UNA Y DOS PRESIONES DE ADMISION Y TURBINA A GAS

Actualmente las grandes firmas fabricantes de centrales térmicas de ciclo combinado (SIEMENS, ABB, Mitsubishi, etc.), ensamblan estas plantas con diversas capacidades y arreglos en cuanto a las características de sus elementos principales (turbina de gas, turbina de vapor y caldera recuperadora). Para la identificación del sistema, a continuación se presentan dos arreglos de centrales de ciclo combinado con sistema turbovapor de una y de dos presiones respectivamente (simple y doble presión de admisión a la TV), mostrando sus características y ventajas comparativas.

Fig. 8.3 Circuito de una C.T. de Ciclo Combinado con turbina de vapor de una presión y una turbina a gas Esta Central está conformada por los siguientes componentes: 1. Conjunto turbogas. 2. Bypass de flujo de gas de escape. 3. Caldera recuperadora. 4. Evaporador de baja presión. 5. Economizador de alta presión. 6. Evaporador de alta presión. 7. Sobre calentador de alta presión. 8. Calderín de baja presión. 9. Bomba de circulación de baja presión. 10. Calderín de alta presión. 11. Bomba de circulación de alta presión. 12. Tanque de alimentación (de agua / desaereador) con alimentación de calor. 13. Bomba de alimentación de agua de baja presión. 14. Bomba de alimentación de agua de alta presión. 57

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15. Conjunto turbovapor. 16. Condensador. 17. Bomba de condensado. 18. Bypass de vapor a alta presión. 19. Bypass para exceso de vapor. 20. Estación reductora para pinzado de vapor

21 Economizador de baja presión. 22 Bypass de vapor de baja presión.

Fig. 8.4 Circuito de una C.T. de Ciclo Combinado con turbina de vapor de dos presiones y una turbina a gas 7.3.1 CARACTERISTICAS DEL ARREGLO DE CICLO COMBINADO DE DOS PRESIONES Un sistema de una sola presión con un bucle de precalentamiento asegura una mejor utilización del calor residual, que un sistema sencillo de una sola presión. Sin embargo dicha utilización no es ni energética ni exergéticamente óptima. En muchos casos el evaporador de baja presión podría, sin excesivo gasto, producir más vapor que el requerido para precalentar el agua de alimentación, de suerte que el exceso de vapor podría ser convertido en energía mecánica si se le introdujera en algún punto adecuado de la turbina de vapor. Entonces, para conseguir esto la turbina de vapor debe tener dos admisiones de vapor, una de alta presión y otra de baja presión (turbina de dos presiones). La figura 8.5 muestra un sistema de este tipo, equipado además con dos precalentadores de baja presión. Este procedimiento no solo aporta mejor utilización del calor residual, sino que también utiliza mejor termodinámicamente el vapor de baja presión. La mayor proporción del vapor de baja presión, fluye hacia la turbina a través del precalentador de 58

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baja presión, mientras que el agua de alimentación está siendo precalentada en la primera sección que utiliza vapor de baja calidad. Antes de que el vapor de baja presión alcance la turbina puede ser precalentado ligeramente. La ventaja termodinámica que se consigue en ello es mínima ya que la caída de presión entre la turbina de vapor y el calderín aumenta. Ello reduce la cantidad de vapor generado, pues la temperatura de saturación en el evaporador de baja presión se eleva. Si la separación de agua en el calderín es suficientemente efectiva, el vapor saturado se puede enviar directamente a la turbina. Cuando se utilizan combustibles sin azufre o con poco contenido de azufre, son posibles ulteriores mejoras. Cuando el punto de roció ácido es bastante bajo, los gases de escape pueden precalentar una parte más o menos significativa del agua de alimentación en un economizador de baja temperatura (figura 8.6). El agua de alimentación se calienta en el desaerador de suerte que su temperatura está por encima del punto de roció del agua de los gases de escape (aproximadamente 50 °C). Dado que esta temperatura es tan baja, la desaeración tiene lugar en este caso bajo vacío. Después del desaerador/tanque de agua de alimentación, toda el agua de alimentación se calienta en un economizador de baja presión a casi la temperatura de saturación del vapor de baja presión, pasando después al calderín de baja presión. Posteriormente una bomba de agua de alimentación de alta presión hace circular el agua de alimentación por el evaporador de alta presión desde el calderín de baja presión al generador de vapor de alta presión. En este caso es también posible suministrar el vapor de baja presión a la turbina sea como vapor saturado o como vapor ligeramente recalentado. Además de este sistema son posibles otras variantes; la mayoría de ellas no son tan buenas desde el punto de vista termodinámico, pues ofrecen ciertas ventajas operacionales. La figura 8.7 muestra un ejemplo en el que el agua de alimentación de alta presión y de baja presión son separadas directamente después del tanque de agua de alimentación. El economizador de baja presión clásico se divide por tanto en dos: un economizador de baja presión para el agua de alimentación de baja presión y un economizador de alta presión para el primer escalón de precalentamiento de agua de alimentación de alta presión. Este sistema tiene las siguientes ventajas:  

Mejor disponibilidad ya que se puede mantener en funcionamiento la parte de alta presión, incluso si fallara sea la bomba de baja presión o la bomba de circulación. Menores problemas de vaporización externa en el economizador de baja presión durante el funcionamiento a carga parcial.

Otra posibilidad se muestra en la figura 8.8. En esta disposición el desaerador opera bajo una ligera sobrepresión, lo que produce un vapor de mejor calidad del obtenido con desaerador bajo vació. Para mantener los flujos dentro de los límites razonables, se precalienta el condensado con el agua de alimentación en un intercambiador de calor agua -agua. Esto significa que la mayor parte del precalentamiento de agua de alimentación esta todavía siendo realizado por el calor del gas de escape. Como siempre, la temperatura del agua de alimentación de la caldera no debe descender por debajo del punto de roció del agua (combustible sin azufre) o ácido (combustible con azufre) La desventaja es el menor recalentamiento que resulta de la extracción de vapor de más alta calidad de la turbina. Además; si la presión de condensación es baja, puede ser necesario instalar otro precalentador de baja presión calentado con vapor de extracción, a fin de reducir la humedad en el extremo de la turbina. Ello reducirá, además, ligeramente la producción de potencia. 59

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Fig. 8.5 Diagrama de flujo simplificado de C.T.C.C. con sistema de dos presiones y combustible con contenido de azufre 1. Compresor 2. Turbina de gas. 3. Bypass de gases (opcional). 4. Sobrecalentador de alta presión. 5. Evaporador de alta presión. 6. Economizador de alta presión. 7. Calderín de alta presión. 8. Turbina de vapor. 9. Condensador. 10. Bypass de vapor de alta presión. 11. Tanque de alimentación / desaerador. 12. Bomba de alimentación de alta presión. 13. Bomba de condensado. 14. Bomba de alimentación de baja presión. 15. Evaporador de baja presión. 16. Calderín de baja presión.. 17. Precalentador de baja presión

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Fig. 8.6 Diagrama de flujo simplificado de C.T.C.C. con sistema de dos presiones y combustible sin contenido de azufre 1. Compresor 2. Turbina de gas. 3. Bypass de gases (opcional). 4. Sobrecalentador de alta presión. 5. Evaporador de alta presión. 6. Economizador de alta presión. 7. Calderín de alta presión. 8. Turbina de vapor. 9. Condensador. 10. Bypass de vapor de alta presión. 11. Tanque de alimentación / desaerador. 12. Bomba de alimentación de alta presión. 13. Bomba de condensado. 14. Bomba de alimentación de baja presión. 15. Evaporador de baja presión. 16. Calderín de baja presión.. 17. Economizador de baja presión. 18. Bypass de vapor de baja presión

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Fig. 8.7 Sistema de dos presiones con economizador separado en el rango de

bajas temperaturas 1. Compresor 2. Turbina de gas. 3. Bypass de gases (opcional). 4. Sobrecalentador de alta presión. 5. Evaporador de alta presión. 6. Economizador de alta presión. 7. Calderín de alta presión. 8. Turbina de vapor. 9. Condensador. 10. Bypass de vapor de alta presión. 11. Tanque de alimentación / desaerador. 12. Bomba de alimentación de alta presión. 13. Bomba de condensado. 14. Bomba de alimentación de baja presión 15. Evaporador de baja presión. 16. Calderín de baja presión. 17. Economizador de baja presión. 18. Bypass de vapor de baja presión.

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Fig. 8.8 Sistema de dos presiones con alimentador de agua usado para precalentar el condensado 1. Compresor 2. Turbina de gas. 3. Bypass de gases (opcional). 4. Sobrecalentador de alta presión. 5. Evaporador de alta presión. 6. Economizador de alta presión. 7. Calderín de alta presión. 8. Turbina de vapor. 9. Condensador. 10. Bypass de vapor de alta presión. 11. Tanque de alimentación / desaerador. 12. Bomba de alimentación de alta presión. 13. Bomba de condensado. 14. Bomba de alimentación de baja presión 15. Evaporador de baja presión. 16. Calderín de baja presión.. 17. Economizador de baja presión. 18. Bypass de vapor de baja presión. 19. Precalentador de agua de alimentación

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7.3.2 BALANCE ENERGETICO DEL ARREGLO DE CICLO COMBINADO DE DOS PRESIONES A continuación se presenta el balance energético, térmico y másico de los sistemas de de ciclo combinado, uno cuando se utiliza combustible con contenido de azufre (figura 8.9) y el otro cuando se utiliza combustible sin contenido de azufre (figura 8.10).

Fig. 8.9 Balance energético, térmico y másico de un C.C.C de doble presión y con combustible con contenido de azufre

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Fig. 8.10 Balance energético, térmico y másico de un C.C.C de doble presión y con combustible sin contenido de azufre En la figura 8.11 se muestra el diagrama de flujo energético de la central de ciclo combinado de doble presión analizada, que posee un economizador de baja presión. Para este mismo arreglo, en la figura 8.12, se ilustra el diagrama temperatura vs. Calor transferido en la caldera recuperadora; y en la figura 8.13 se presenta la relación de la Potencia relativa de salida y el rendimiento de un sistema de ciclo combinado de doble presión, en función de las temperaturas del aire y del agua de enfriamiento

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Q V1 V2 V3 V4 V5 V6 GT ST

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Energía de entrada a la central (energía del combustible) Pérdidas en el condensador Pérdidas en la chimenea (gases de escape) Pérdidas debidas a radiación en la caldera recuperadora Pérdidas en el bypass de combustible Pérdidas debidas a radiación y generador de la turbina a gas Pérdidas debidas a radiación y generador de la turbina a vapor Producción de electricidad en el set turbina a gas Producción de electricidad en el set turbina a vapor

Fig. 8.11 Diagrama de flujo energético para un sistema de ciclo combinado de dos presiones con un economizador de baja presión

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Fig. 8.12 Diagrama Temperatura-Calor transferido en un sistema de ciclo combinado de doble presión, con un economizador de baja presión

Fig. 8.13 Potencia relativa de salida y rendimiento de un sistema de ciclo combinado de doble presión, en función de las temperaturas del aire y del agua de enfriamiento 67

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7.4

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EFECTO DE LOS PARÁMETROS MÁS IMPORTANTES DE DISEÑO SOBRE LA PRODUCCIÓN DE POTENCIA Y RENDIMIENTO EN C. C. C.

Los parámetros de diseño de una central térmica de ciclo combinado, son los siguientes: 1). 2). 3). 4). 5). 6).

Presión de vapor vivo. Temperatura de vapor vivo. Precalentamiento del agua de alimentación. Presión del condensador. Punto de pinzado de la caldera de calor residual. Temperatura del gas de escape de la turbina a gas.

1). Presión de vapor vivo. La figura 8.14 muestra el rendimiento del proceso de vapor en función de la presión del vapor vivo de alta presión. La figura 8.15 es una presentación análoga para la presión de vapor vivo de baja presión. La forma de ambas curvas explica las funciones opuestas de los evaporadores de alta presión y baja presión. El propósito del primero es generar vapor de alta calidad, el del segundo es utilizar el calor residual restante tanto como sea posible, lo que se puede conseguir únicamente si la presión en el evaporador es relativamente baja. Sin embargo dos son las razones por las que no es conveniente que la presión en el evaporador de baja presión no descienda por debajo de aproximadamente 3 bares; esto es: - La caída de entalpía disponible en la turbina se torna muy pequeña. - El caudal de vapor deviene muy grande, lo que impone conductos de gran sección. A la hora de seleccionar las presiones de vapor vivo de baja presión y de alta presión, se han de tener en cuenta las condiciones siguientes: - La presión del vapor de alta presión debe ser relativamente alta para alcanzar una buena utilización exergética del calor residual. - La presión del vapor de baja presión, debe ser baja para conseguir una buena utilización energética del calor de escape.

g. 8.14 Efecto de la presión de vapor vivo de alta presión sobre el rendimiento del proceso de vapor 68

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Fig. 8.15 Efecto de la presión de vapor vivo de baja presión sobre el rendimiento del proceso de vapor

La figura 8.16 muestra la tasa de utilización de la energía del calor de escape en la caldera recuperadora, como una función de la presión de vapor vivo de baja presión

Fig. 8.16 Efecto de la presión de vapor vivo de baja presión sobre el ratio de utilización del calor de escape en la caldera recuperadora

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2). Temperatura de vapor vivo La temperatura de vapor vivo deberá acá también ser tan alta como sea posible, sin que se aproxime mucho a la temperatura del gas de escape de la turbina. Un sobrecalentamiento más alto en el evaporador de baja presión, mejora ligeramente el rendimiento. Sin embargo, conseguirlo sin un sobrecalentador, aporta la ventaja de reducir la caída de presión entre el evaporador y la turbina de vapor. Al seleccionar la temperatura de vapor vivo de baja presión, se debe tener en cuenta la diferencia de temperatura entre el vapor de alta presión después de la expansión y el vapor de baja presión en el punto de mezcla de la turbina. Si la diferencia es demasiado grande dentro de la máquina, se producen tensiones térmicas innecesarias y no convenientes. Ahora bien, una temperatura de vapor de baja presión alta, presenta la ventaja a manera de un “recalentamiento bajo” que reduce el peligro de erosión en la turbina debido a la humedad. Esta consideración puede ser la razón que aconseje instalar un sobrecalentador de baja presión, particularmente si la presión del vapor vivo de alta presión es alta, y la que se tiene en el condensador baja. 3). Precalentamiento del agua de alimentación. Como en el caso de sistemas sencillos de una sola presión, la temperatura del agua de alimentación afecta muy considerablemente al rendimiento del proceso de vapor, ya que influye directamente en la tasa de utilización de calor residual en la caldera. Si es necesario, en orden a prevenir corrosión a baja temperatura, elevar la temperatura del agua de alimentación, se deberá utilizar un precalentamiento en varios escalones (1 a 2 precalentadores de baja presión y un desaereador). La figura 8.17 muestra como la temperatura del agua de alimentación y el número de precalentadores afectan el rendimiento del proceso de vapor.

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Fig. 8.17 Efecto de la temperatura del agua de alimentación y el número de precalentadores de baja presión, sobre la eficiencia del proceso de vapor 4). Presión del condensador En la figura 8.18 se puede apreciar como la presión del condensador afecta al rendimiento o a la producción de potencia del proceso de vapor; pues a medida que aumenta la presión absoluta en el condensador el rendimiento del proceso disminuye con una tendencia más o menos cuadrática. En un sistema de dos niveles de presión, un deterioro del vació en el condensador tiene un efecto mayor que en los sistemas con un solo nivel de presión, dado el mayor flujo de vapor de escape. 5). Punto de pinzado de la caldera de calor residual. El punto de pinzado del evaporador de alta presión es en los sistemas de dos presiones menos importante que en los de una, ya que el calor que no es utilizado se recupera en el evaporador de baja presión. La pérdida de producción de potencia se debe únicamente a la diferencia de exergía entre las secciones de vapor de alta presión y baja presión. Con un sistema de dos presiones, los puntos de pinzado de los evaporadores de alta presión y baja presión, tienen menos efecto sobre el rendimiento del proceso de vapor que en los sistemas de una sola presión. En general, los puntos de pinzado seleccionados para los sistemas de dos presiones son mayores que en los sistemas de una sola presión. La figura 8.19 muestra el rendimiento relativo del proceso de vapor, en función de los puntos de pinzado de los evaporadores de alta y baja presión

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6). Temperatura del gas de escape de la turbina a gas. Una disminución de la temperatura del gas de escape de la turbina reduce el rendimiento del proceso de vapor. Esta reducción, sin embargo, es menos pronunciada en los sistemas de dos presiones que en los de una, dado que la tasa de utilización de energía no desciende tan rápidamente. Cuanto más baja es la temperatura del gas de escape de la turbina de gas, mayor sentido tiene utilizar un sistema de dos presiones. La figura 8.20 muestra la relación entre los rendimientos de los procesos de dos presiones y de una presión, en función de las temperaturas del gas de escape de la turbina de gas. A la temperatura teórica del gas de escape de 750 °C, esta relación es prácticamente la unidad.

Fig. 8.18 Efecto de la presión del condensador sobre la eficiencia del proceso de vapor

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Fig. 8.19 Efecto de los puntos de pinzado de los evaporadores de alta y baja presión, sobre la eficiencia del proceso de vapor

Fig. 8.20 Ratio de eficiencias de un sistema de dos presiones respecto a uno de simple presión, como función de la temperatura de gases de escape de la turbina a gas

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PARTE PRÁCTICA EJERCICIO. Dado el esquema térmico de una central termoeléctrica de ciclo combinado de 102.6 MW y 45% de rendimiento energético de planta, con sus componentes indicados y balance térmico respectivo. Se pide: - Identificar cada uno de los procesos termodinámicos en un diagrama T-S y H-S - Calcular las ganancias y pérdidas de energía y construir el diagrama de flujo energético de dicha central, en valores y porcentajes - Calcular las ganancias y pérdidas de exergía y construir el diagrama de flujo exergético de dicha central, en valores y porcentajes

1. Compresor 2. Set Turbina a gas 3. Bypass de gases 4. Sobrecalentador 5. Evaporador 6. Economizador 7. Calderín 8. Set Turbina de vapor 9. Condensador 10. Bypass de vapor 11. Tanque de agua de alimentación / desaerador 12. Bomba de agua de alimentación 13. Bomba de condensado

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Parámetros térmicos de la central

Balance energético porcentual

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Balance exergético porcentual

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COSTOS COMPARATIVOS DE GENERACION CON CICLO COMBINADOS Y OTROS

A la hora de seleccionar el tipo de tecnología a utilizar para cubrir una determinada demanda eléctrica en estudio, primeramente se realiza un análisis comparativo técnicoeconómico de factibilidad con cada una de las alternativas tecnológicas existentes en el mercado. Así; en el siguiente gráfico, el eje horizontal representa las horas del año y en el eje vertical el costo de inversión en US$/kW-año y la pendiente de cada una de las curvas representa el costo variable de operación. Allí puede observarse la conveniencia de la tecnología, teniendo en cuenta las horas de utilización al año, a mejores condiciones de rendimiento.

Comparación de costos reales de generación eléctrica, con diversas alternativas tecnológicas, a igualdad de potencia instalada

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