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Dr. Salome Gonzáles Chávez

CENTRALES TERMOELECTRICAS Y SISTEMAS DE COGENERACION

UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERIA FACULTAD DE INGENIERIA MECANICA

CENTRALES TERMOELECTRICAS Y SISTEMAS DE COGENERACION

SALOME GONZALES CHAVEZ

1

Dr. Salome Gonzáles Chávez

CENTRALES TERMOELECTRICAS Y SISTEMAS DE COGENERACION

3 CENTRALES TERMOELECTRICAS DE VAPOR Con el objetivo de estudiar las características técnicas de 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 3.1

CONFIGURACION DE LA CENTRAL TV

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.

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Especificaciones técnicas de la C T Ilo 21 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

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 3

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Componentes de la Central Termoeléctrica a vapor Ilo 21

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Disposición en vista de planta de la Central Termoeléctrica a Vapor Ilo 21 3.2

SISTEMA DE GENERACION DE VAPOR

Alimentación 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 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 D-2709

256 329

0.835

4.1

2 -18 4 0.855 0.5 0.5 0.05 5

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Transferencia de energía al circuito agua - vapor 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) 3.3

LA TURBINA DE VAPOR

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 el agua de mar. 3.4

SISTEMA DE CONDENSACION

El condensado obtenido, en el 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. 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). 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. 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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Sistema de toma de agua de mar

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3.5

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CARACTERISTICAS CONSTRUCTIVAS DE TURBINAS DE VAPOR Y ANALISIS DE MEJORAS

Los arreglos y construcciones de las turbinas a vapor para generación de potencia eléctrica fundamentalmente varían según el nivel de potencia a generar, el grado de reacción y 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 8

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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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CENTRAL TERMICA ABOÑO 2, ASTURIAS- ESPAÑA Dr. Salome Gonzáles Chávez

3

44.36P 340.7 T 3060.8 H 400.749M

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39.92P 537.7 T 5 3530.9 H 400.749M

9.414P

329.5 T 7 3116.5 H 16.969M

3.088P

201.0 T

10 2867.2 H

312.996M 9 M P

AP

BP 1

BP 2

A

BAA (2 x 55%)

11676 kW 4662 RPM

543158 kW

0.000M

1

TA

7.70 P

166.5 P 537.7 T 3396.9 H 466.30 M

28

406.70 T1 71.22 P1 69.09 P 284.90 S 3176.60 H 33.603M

282.0 T 1241.1 H 466.3 M

8

2.9 T 6.9 T 29

27

6

340.70 T1 44.36 P1 43.03 P 254.70 S 3060.80 H 31.948M

251.6 T 1094.3 H

258.5T 1127.2H 33.603M

7

3.1 T 5.6 T 30

26

8

446.40 T1 21.86 P1 20.77 P 214.30 S 3347.40 H 27.520M

217.6 T 939.0 H

223.2T 958.9H 65.551M

11 201.00 T1 3.076P1 2.923P 132.70 S 2867.20 H 16.889M

328.30 T1 9.414P1 8.944P 175.10 S 3113.90 H 26.375M

6

23

5

-3.3 T 10.2 T

24

31

198.8T 802.7H 93.071M

166.5P 178.6T 767.8H 466.3 M

12

4

129.9 T 547.2 H 346.854M 2.8 T

BAA (3 x 55%)

32

13

130.90 T1 1.407P1 1.336P 107.90 S 2734.60 H 11.056M

22

103.5 T 435.4 H

132.7T 2723.56H 16.889M

3

4.4 T 33

14

1.431X1 0.712P1 0.676P 89.0 S 2628.10 H 16.614M

21

85.1 T 358.0 H

107.9T 452.6H 27.945M

5.299X1 0.262P1 0.249P 64.90 S 2496.10 H 16.623M

20

2

4.0 T 10.7 T 34

17

60.5 T 254.7 H

71.2T 297.8H 44.559M

16

16.968 M 139.2 H

GV

4

176.1 T 741.5 H

2

15

8.254X1 24.2 PS 0.051P 33.30 S 2386.5 H 16.969M

28.1 T 14856.488M 18.0 T

1

4.4 T 11.2 T

20.0 P 18

41.6T 174.10H 61.182M

70.0 T 293.0M

35

25

11.056X1 26.9 PS 0.043P 30.20 S 2314.9 H 268.703M

19

A SISTEMA CIERRES DE SISTEMA CIERRES

30.4T 129.2H 346.854M

ABREVIATURAS P : PRESION (BAR) T : TEMPERATURA (ºC) H : ENTALPIA (kJ/kg) M : CAUDAL (kg/s)

S : SATURACION (ºC) X : HUMEDAD (%) 1 : BRIDA TURBINA M : CAUDAL (kg/s)

AP : TURBINA ALTA PRESION MP : TURBINA MEDIA PRESION BP : TURBINA BAJA PRESION GV : GENERADOR DE VAPOR

A : ALTERNADOR TA : TURBINA AUXILIAR BAA : BOMBA AGUA ALIMENTACION

Esquema de la Central Termoeléctrica de Vapor Aboño-España

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Análisis de mejoras en la eficiencia de una central termoeléctrica de vapor

3.6

BALANCE ENERGETICO DE UNA CENTRAL TERMOELECTRICA DE VAPOR

Realizado en clase

3.7

ANALISIS DE COSTOS DE GENERACION

Realizado en clase

12

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4 CENTRALES TERMOELECTRICAS DE GAS 4.1.

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 4.2.

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: •

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 13

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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 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 14

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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

4.3.

LA TURBINA A GAS

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 desviado hacia los álabes rotóricos, en los cuales se originan las fuerzas que provocan el torque y la rotación.

15

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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: Turbina monoeje Typhoon, (ISO) 5,25 MW Engine speed: 17.384 rpm Altitude: Sea level Ambient pressure: 101,3 kPa Relative humidity: 60% Inlet ducting loss: 1,0 kPa Exhaust ducting loss: 2,0 kPa Gearbox efficiency: 90% Alternator efficiency: 96,5% Fuel: 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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6 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. 6.1. DIAGRAMA TERMODINAMICO EQUIVALENTE DE UNA CENTRAL TERMO ELECTRICA DE CICLO COMBINADO T : I.

II.

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. 6.1. Diagrama equivalente Temperatura-Entropía del sistema Ciclo Combinado

18

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6.2.

CENTRALES TERMOELECTRICAS Y SISTEMAS DE COGENERACION

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

8.2 kPa 26.7 °C 670 kg/s

: : :

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Producción en terminales de generador

:

15 MW

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. 6.2. 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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6.3

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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. 6.3. 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. 21

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14. Bomba de alimentación de agua de alta presión. 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. 6.4. Circuito de una C.T. de Ciclo Combinado con turbina de vapor de dos presiones y una turbina a gas 6.3.1 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 forma 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 6.5 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 22

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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 muy poco contenido de azufre, como es el caso de los combustibles gaseoso, 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 6.6). 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 6.7 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 6.8. 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

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fin de reducir la humedad en el extremo de la turbina. Ello reducirá, además, ligeramente la producción de potencia.

Fig. 6.5 Diagrama de flujo simplificado de C.T.C.C. con sistema de dos presiones y combustible con contenido de azufre (combustibles líquidos) 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. 6.6. Diagrama de flujo simplificado de C.T.C.C. con sistema de dos presiones y combustible sin contenido de azufre (combustibles gaseosos) 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. 6.7. 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. 6.8. 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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6.3.2 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 6.9) y el otro cuando se utiliza combustible sin contenido de azufre (figura 6.10).

Fig. 6.9. 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. 6.10. Balance energético, térmico y másico de un C.C.C de doble presión y con combustible sin contenido de azufre En la figura 6.11 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 6.12, se ilustra el diagrama temperatura vs. Calor transferido en la caldera recuperadora; y en la figura 6.13 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 Energía de entrada a la central (energía del combustible) V1 Pérdidas en el condensador V2 Pérdidas en la chimenea (gases de escape) V3 Pérdidas debidas a radiación en la caldera recuperadora V4 Pérdidas en el bypass de combustible V5 Pérdidas debidas a radiación y generador de la turbina a gas V6 Pérdidas debidas a radiación y generador de la turbina a vapor GT Producción de electricidad en el set turbina a gas ST Producción de electricidad en el set turbina a vapor Fig. 6.11. Diagrama de flujo energético para un sistema de ciclo combinado de dos presiones con un economizador de baja presión

Fig. 6.12 Diagrama Temperatura-Calor transferido en un sistema de ciclo combinado de doble presión, con un economizador de baja presión

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Fig. 6.13 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

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6.4.

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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 6.14 muestra el rendimiento del proceso de vapor en función de la presión del vapor vivo de alta presión. La figura 6.15 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.

Fig. 6.14. Efecto de la presión de vapor vivo de alta presión sobre el rendimiento del proceso de vapor

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Fig. 6.15. Efecto de la presión de vapor vivo de baja presión sobre el rendimiento del proceso de vapor

La figura 6.16 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. 6.16. 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 6.17 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. 6.17. 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 6.18 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 6.19 muestra el rendimiento relativo del proceso de vapor, en función de los puntos de pinzado de los evaporadores de alta y baja presión

6). Temperatura del gas de escape de la turbina a gas. 35

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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 6.20 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. 6.18. Efecto de la presión del condensador sobre la eficiencia del proceso de vapor

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Fig. 6.19. Efecto de los puntos de pinzado de los evaporadores de alta y baja presión, sobre la eficiencia del proceso de vapor

Fig. 6.20. 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 39

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Balance exergético porcentual

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Esquema base de la CCC Chilca 1

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Esquema de la CCC Fenix

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6.5.

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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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