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• Juan Bartolo Meza Garcia

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•INTEGRATES: • Jair de Jesús Crudo Rojas

CENTRALES TURBOGAS

• Juan Meza García • Pablo López Francisco

Las Centrales Térmicas de Gas • plantas de ciclo simple • combustible únicamente gas natural, como combinado. • En la mayoría de los casos, las plantas de combustión de gas, operan en un ciclo combinado usando una turbina de gas y vapor para generar electricidad. • También se conocen conocen como centrales termoeléctricas de ciclo combinado.

INTRODUCCIÓN • Una turbina de gas es una turbo maquina térmica motora accionada por la expansión de los gases calientes. esta destinada a la generación de energía eléctrica o trabajo en plantas térmicas o en las de cogeneración, así como en los campos aeronáuticos y marítimos. Cogeneració n

• La turbina de gas ha experimentado un reciente aumento en popularidad dentro de la industria de generación de energía. Hasta el fnal de la década de 1960 las turbinas de gas eran casi exclusivamente reservado a la industria de la aviación. Durante los años 1970 y 1980 se empezó a encontrar a favor como unidades de energía, debido a su facilidad para la rápida puesta en marcha. Las turbinas de gas tienen la ventaja de ahorrar espacio y construirse con aleaciones metálicas capaces de soportar las altas temperaturas de los gases de combustión. Estas turbinas se encuentran en la base de los motores utilizados en la aeronave (turborreactores) y en las naves (turborreactor y turbohélice). En las centrales eléctricas de turbogas, las turbinas se utilizan para la generación eléctrica.

HISTORIA • El año 150 A.C de manos del flósofo egipcio Hero, que ideó un pequeño juguete llamado Aeolípilo, que giraba a partir del vapor generado en una pequeña caldera

• En 1232, los chinos utilizaron cohetes para asustar a los soldados enemigos. • Alrededor de 1500 D.C., Leonardo Davinci dibujó un esquema de un dispositivo que rotaba debido al efecto de los gases calientes que subían por una chimenea. El debería rotar la carne un quedispositivo estaba asando. • dispositivo En 1629 otro italiano desarrolló que uso el vapor para rotar una turbina que movía maquinaria. Esta fue la primera aplicación práctica de la turbina de vapor. • En 1678 un jesuita llamado Ferdinand Verbiest construyó un modelo de un vehículo automotor que usaban vapor de agua para movilizarse. • La primera patente para una turbina fue otorgada en 1791 a un ingles llamado John Barber. • En los años 30, tantos británicos como alemanes diseñaron turbinas de gas para la propulsión de aviones. Los alemanes alcanzaron a diseñar aviones de propulsión a chorro y lograron utilizarlos en la 2° guerra mundial.

La primera turbina de gas realmente construida fue concebida por J.F. Stolze en 1872 a partir de una patente de Fernlhougs, y construida realmente entre 1900 y 1904. Constaba de un compresor axial multietapa, un intercambiador de calor que precalentaba el aire antes de entrar en la cámara de combustión, utilizando los gases de escape de la turbina para este fin, y una turbina de expansión multietapa. A pesar de lo genial del diseño, el poco éxito fue debido al bajo rendimiento tanto del compresor como de la turbina, por las bajas relaciones de compresión y la baja temperatura máxima alcanzada en función de los materiales disponibles en la época.

Figura 5: Turbina diseñada por Stolz en 1872. (A) Compresor axial multietapa; (B) Turbina de reacción multietapa; (C) Precalentador de aire de admisión con los gases de escape.

La primera turbina de gas industrial para generación eléctrica, presentada en 1939 en la Exposición nacional Suiza en 1939. Su potencia era de 4000 KW Cortesía de ASEA Brown Boveri AG.

Tipos de combustibles

GAS NATURAL PARA LA GENERACIÓN ELÉCTRICA • El gas natural se ha constituido en el combustible mas económico para la generación de electricidad, ofrece las mejores oportunidades en términos de economía, aumento del rendimiento y reducción del impacto ambiental. Vinaroz, España

Planta de almacenamiento subterráneo

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El Gas Natural (GN) es un gas combustible que se encuentra en la naturaleza en reservas subterráneas en rocas porosas

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Consiste en una mezcla de hidrocarburos, principalmente metano, y otros más pesados.

Transporte y Almacenamiento El transporte se realiza a través de gasoductos terrestres y marinos de centenares de kilómetros de longitud, cuando el yacimiento y el lugar de destino están conectados mediante esta red de conductos, o de grandes barcos metaneros que lo transportan, en forma líquida, en el caso de que no haya conducciones que comuniquen ambos puntos. Algunos gasoductos marinos incluso conectan continentes como, por ejemplo, los que unen África y Europa cruzando el estrecho de Messina –desde Argelia a Italia–, el estrecho de Sicilia, –entre Túnez y Sicilia–, y el de Gibraltar, –entre Marruecos y España.

587.000 m3

Cartagena

Transporte y Almacenamiento Es gas natural que ha sido procesado para ser transportado en forma líquida . Es transportado como líquido a presión atmosférica y a -162 °C. Así, para poder transportar el gas natural licuado, se ha de lograr reducir el volumen del gas natural en 600 veces, donde se transportará en buques especiales llamados metaneros. El GNL es inodoro, incoloro, no tóxico, su densidad (con respecto al agua) es 0,45 y sólo se quema si entra en contacto con aire a concentraciones de 5 a 15%.

Ciclos de operación

Ciclo Brayton

Ciclo Brayton

Ciclos de operación

También llamado ciclo de Joule, se desarrollo originalmente empleando una máquina de pistones con inyección de combustible, pero ahora es común realizarlo en turbinas con ciclos abiertos o cerrados. La máquina de ciclo abierto puede emplearse tanto con combustión interna como con transferencia de calor externa, en tanto que la máquina con ciclo cerrado tiene una fuente de energía externa.

• SE TRATA DE UN CICLO ABIERTO, LAS FASES DE ESTE CICLO SE DESCRIBEN A CONTINUACION:

A) PROCESO 1-2 EL AIRE ES COMPRIMIDO,PASANDO DE LA PRESION 1(PRESION ATMOSFERICA) A LA PRESION 2 (PRESION DE SALIDA DEL COMPRENSOR. B) PROCESO 2-3 ADICCION DE CALOR A PRESION CONSTANTE. SE AÑADE COMBUSTIBLE Y SE PRODUCE LA COMBUSTION. C) PROCESO 3-4 EXPANSION ISENTROPICA. LOS GASES DE COMBUSTION SE EXPANSIONAN EN LAS ETAPAS DE ALABES DE LA TURBINA,PROVOCANDO SU MOVIMIENTO. D PROCESO 4-1 CESION DE CALOR A PRESION CONSTANTE. (POR ULTIMO,LOS GASES DE COMBUSTION SALEN DE LA TURBINA HACIA LA ATMOSFERA,CERRANDO EL CICLO.

• GRAFICO PRESION-VOLUMEN DURANTE EL PROCESO: A) PROCESO 1-2 EL AIRE ES COMPRIMIDO,PASANDO DE LA PRESION 1 (PRESION ATMOSFERICA) A LA PRESION 2 (PRESION DE SALIDA DEL COMPRESOR).LA COMPRESION HACE DISMINUIR EL VOLUMEN DEL AIRE. B) PROCESO 2-3 SE PRODUCE LA COMBUSTION,EL VOLUMEN AUMENTA, PERO LA PRESION NO LO HACE, YA QUE ENTRA TANTO FLUIDO COMO EL QUE SALE. C) PROCESO 3-4 SE PRODUCE LA EXPANSION DE LOS GASES DE ESCAPE , DESDE LA PRESION DE LA CAMARA DE COMBUSTION HASTA LA PRESION ATMOSFERICA.( ESTA EXPANSION ES LA QUE HACE GIRAR LA TURBINA, PRODUCIENDO ENERGIA MECANICA EN EL ROTOR) D) PROCESO 4-1 LOS GASES SON LIBERADOS A LA ATMOSFERA, A PRESION ATMOSFERICA,CERRANDO ASI EL CICLO. HAY UNA DIFERENCIA ENTRE LOS VOLUMES DE LOS GASES A LA ENTRADA Y A LA SALIDA, CORRESPONDIENTES A LA DIFERENCIA DE TEMPERATURA. ( LA EVOLUCION 4-1 ES VIRTUAL Y CORRESPONDE AL ENFRIAMIENTO DE LOS GASES HASTA LA TEMPERATURA AMBIENTE.

CAPACIDADES MÁXIMAS Y MÍNIMAS

El gas natural constituye la tercera fuente de energía, después del petróleo y el carbón

PARTES DE UNA PLANTA DE TURBOGAS La generación de energía eléctrica en las unidades de turbogas, se realiza directamente la energía cinética resultante de la expansión de aire comprimido y los gases de combustión. La turbina esta unida al generador del rotor, dando lugar a la producción de energía eléctrica. Los gases de combustión, se descargan directamente a la atmosfera después de trabajar en la turbina. Emplean como combustible gas natural o diésel, se puede quemar combustóleo o petróleo crudo. Su rendimiento es del 30%.

Válvula de control: Una válvula de control o válvula de regulación es una válvula usada para controlar el fujo de un fuido, comportándose como un orifcio de área continuamente variable, que modifca la pérdida de carga, según lo dirigido por la señal de un controlador. Esto permite el control del caudal y el consiguiente control de las variables del proceso tales como ; presión, temperatura y nivel. Básicamente constan de un cuerpo que aloja en su interior al obturador y los asientos y externamente se hallan provistas de bridas o roscas para su acoplamiento a la tubería. Deben resistir la temperatura y la presión del fuido sin pérdidas, deben tener un tamaño adecuado para el caudal a controlar y deben resistir la erosión o corrosión producida por el fuido. Suelen ser de hierro, acero o acero inoxidable y últimamente empiezan a realizarse con materiales termoplásticos. El obturador puede tener desplazamiento lineal o rotativo y realiza la función de control de paso del fuido. Tanto él como los asientos suelen estar realizados con acero inoxidable. En algunas válvulas se utilizan obturadores y asientos cerámicos. Cuando la válvula se acciona mediante el actuador, se produce una modifcación en el caudal del agua o vapor, consiguiendo así la regulación de la variable de proceso.

La variedad de válvulas en cuanto al diseño del cuerpo y al movimiento del obturador es enorme. Aquí se limitan a los tipos genéricos usados más normalmente. En principio se distingue entre válvulas de dos, tres y cuatro vías. Las válvulas de dos vías se utilizan principalmente en instalaciones de caudal variable y las de tres vías en instalaciones de caudal constante y temperatura variable.

Cámara de combustión: El calor se introduce en las turbinas de gas a través de la cámara de combustión. Esta cámara recibe el aire comprimido proveniente del compresor y lo envía a una elevada temperatura hacia la turbina expansora, idealmente sin pérdida de presión. De esta forma, la cámara de combustión es un calentador de aire donde el combustible, mezclado con mucha mayor cantidad de aire que lo que correspondería a una mezcla estequiométrica aire-gas. Existen varios tipos de cámaras de combustión, pero en general pueden agruparse en tres categorías: las anulares, las tuboanulares y las tipo silo. La cámara de combustión anular La cámara de combustión anular es la solución adoptada principalmente por Alstom y Siemens para sus turbinas industriales, y en general, es la que suelen implementar la práctica totalidad de las turbinas aeroderivadas. Esta disposición supone que existe una única cámara en forma de anillo que rodea al eje del compresor-turbina; dicha cámara consta de un solo tubo de llama, también anular, y una serie de inyectores o quemadores, cuyo número puede oscilar entre 12 y 25 repartidos a lo lardo de todo la circunferencia que describe la cámara.

El aire entra en el espacio entre el interior de la cámara a través de los diferentes huecos y ranuras por simple presión diferencial. El diseño de estos huecos y ranuras divide la cámara en diferentes zonas, para facilitar la estabilidad de llama, la combustión, la dilución y para crear una fna capa de enfriamiento en las paredes de ésta. Cámaras de combustión tubo anulares Las cámaras de combustión tubo anulares están formadas por grupos de cámaras tubulares que se montan en el interior de un cilindro. Este diseño trata de combinar las virtudes de los anteriores buscando la robustez de las tubulares combinada con la compacidad de las anulares. Es frecuente encontrar entre seis y diez cámaras tubulares ensambladas en el interior de la envolvente anular. El fujo de aire puede ser directo o inverso dependiendo de la aplicación. En este tipo de cámara de combustión se requiere una mayor cantidad de aire de refrigeración que en las tubulares y las anulares ya que la superfcie del quemador es mayor. El fujo de gases en estos equipos es más estable que en las anulares debido a que cada zona del anillo tiene su propia tobera y en consecuencia una primera zona independiente de las demás.

Cámaras de combustión tipo silo o tubulares Las cámaras de combustión tubulares o tipo silo tienen forma cilíndrica y están montadas de manera concéntrica en el interior de otro cilindro. Las principales ventajas que presentan son su simplicidad, su fácil diseño y su fácil acceso. Como problema presentan que son grandes y pesadas en comparación a otros tipos de cámara de combustión y por ello su aplicación está relegada únicamente a la industria. Cámaras de combustión tipo Silo: Este tipo de turbinas tienen la cámara de combustión fuera del eje que une la turbina y el compresor, puesto en la parte superior, los inyectores se instalan atravesando el techo superior de la cámara, y los gases de escape llegan a la turbina de expansión por una abertura inferior conectada a ésta, son turbinas que por ahora se utilizan para combustibles experimentales como el hidrógeno.

Compresor de aire: Los compresores son un tipo de máquinas cuya función principal es la de hacer aumentar la presión de un gas. Si bien lo más común es que el elemento que se comprima sea aire, en la industria existen otros tipos de compresores que trabajan con otros tipos de gases según la necesidad de cada caso. Sus aplicaciones son muchísimas. Esta herramienta absorbe aire a presión ambiental, a través de un sistema de fltrado y lo devuelve con la presión deseada, bien a una salida directa, o a un calderín, donde se acumulará a mayor presión. El funcionamiento de este sistema es mecánicamente sencillo.

Compresor de paletas de grafto El primero de ellos es el compresor de aire de paletas en grafto, que no requiere lubricación y funciona de la siguiente manera. El aire es introducido por el vacío generado dentro de la cámara que conforman las paletas de grafto, también conocidas como aspas de grafto o álabes de grafto. Esta cámara, mediante el movimiento del rotor, va encogiendo su volumen a medida que se produce el giro del rotor, aumentando así la presión del aire aprisionado entre las dos aspas o paletas. Una vez comprimido este aire, es liberado a través de la zona de expulsión de la camisa del compresor.

Compresor de paletas de fbra El otro tipo principal de compresores de aire es el de paletas de fbra. Utilizado en aplicaciones como el ordeño, se diferencia del compresor de grafto en que sí necesita lubricación. A nivel de funcionamiento es muy similar. El aire es introducido por el vacío generado dentro de la cámara que conforman las paleta, en este caso de fbra, también conocidas como aspas de fbra o álabes de fbra. Esta cámara, mediante el movimiento del rotor, va encogiendo su volumen a medida que se produce el giro del rotor, aumentando así la presión del aire aprisionado entre las dos aspas o paletas. Es en esta fase del movimiento donde se produce una lubricación, aportada de forma externa mediante aceite, en un depósito colocado en el propio compresor. Una vez comprimido este aire, al igual que en el caso del compresor de paletas de grafto, es liberado a través de la zona de expulsión de la camisa del compresor.

Filtro de succión de aire: La casa de fltros (flter house, en su denominación usual) es el elemento que sirve de soporte a los fltros. Su gran tamaño, que tiene su origen en la necesidad de tener una gran superfcie frontal, hace que sea uno de los elementos más visible y signifcativo de una instalación con turbina de gas. La casa de fltros de una turbina de gas de una central eléctrica es uno de los elementos distintivos que mejor se identifcan desde el exterior, por su gran tamaño. La casa de fltros de la fotografía corresponde a una turbina de 260 MW de potencia.

Además de servir de elemento soporte a los fltros, para garantizar que el aire que llega al interior de la turbina es aire fltrado, debe ser completamente estanco. Para ello, todos los huecos, uniones y soldaduras deben haber sido realizadas con el esmero necesario, teniendo en cuenta que un fallo en la estanqueidad provocará gravísimos problemas de funcionamiento. En este sentido, las bocas de hombre (aperturas practicadas para facilitar el acceso a determinadas partes internas) o las puertas de acceso tienen que ser sufcientemente estancas, y deben permanecer cerradas durante el tiempo de funcionamiento de la turbina. En este sentido es importante verifcar frecuentemente los siguientes puntos: Todas las juntas de estanqueidad de puertas deben estar en buen estado, y debe realizarse una inspección periódica minuciosa Todas las juntas de las bocas de hombre deben estar en buen estado, e incluso es aconsejable sustituirlas cada vez que se abren o cierran. Es conveniente verifcar al menos una vez al año toda la estructura de la casa de fltros, para asegurar la ausencia de agujeros provocados por fallos en soldaduras de unión, remaches o corrosión de la estructura Debe repararse inmediatamente cualquier síntoma de corrosión que se detecte

Casa de fltros de una turbina empleada en una planta de cogeneración.

Turbina de gas: Una turbina de gas es un motor térmico rotativo de combustión interna, donde a partir de la energía aportada por un combustible se produce energía mecánica y se genera una importante cantidad de calor en forma de gases calientes y con un alto porcentaje de oxígeno. El ciclo térmico que representa esta máquina es el ciclo Brayton. La máquina sigue un ciclo abierto, puesto que se renueva continuamente el fuido que pasa a través de ella. El aire es aspirado de la atmósfera y comprimido para después pasar a la cámara de combustión, donde se mezcla con el combustible y se produce la ignición. Los gases calientes, producto de la combustión, fuyen a través de la turbina. Allí se expansionan y mueven el eje, que acciona el compresor de la turbina y el

Los principales elementos de la turbina de gas son cinco: la admisión de aire, el compresor, la cámara de combustión, la turbina de expansión y el rotor. A continuación se detallan las principales características de cada uno de estos elementos.

Admisión de aire El sistema de admisión de aire consta de todos los elementos necesarios para que el aire entre en la turbina en las condiciones más adecuadas de presión, temperatura y limpieza. Para ello cuenta con fltros de varios tipos, que se encargarán de eliminar la suciedad que pueda arrastrar el aire; y de una serie de sistemas que acondicionarán la temperatura para facilitar que entre a la turbina la mayor cantidad posible de masa de aire. Compresor Los compresores axiales son un tipo especial de turbomaquinaria, cuya función es la de aumentar la presión del fujo de aire entrante de forma continua y en dirección axial, es decir, paralela al eje de rotación. De esta forma los procesos que ocurren en las etapas siguientes al compresor, como podrían ser la combustión de un fuido o la extracción de potencia, se pueden llevar a cabo de forma más efcaz. Los compresores axiales son una parte integral del diseño de grandes turbinas de gas como los motores de aviación, motores de barcos de alta velocidad y estaciones de potencia de pequeña escala. También se usan en aplicaciones industriales como en plantas donde se deban separar grandes volúmenes de aire, aire de altos hornos,

Los compresores axiales están formados por varios discos llamados rotores y estatores que llevan acoplados una serie de álabes. Entre rotor y rotor se coloca un espaciador, el cual permite que se introduzca un estator entre ambos. Estos espaciadores pueden ser independientes o pertenecer al rotor. Cada disco de rotor y estator forman un escalón de compresor. En el rotor se acelera la corriente fuida para que en el estator se vuelva a frenar, convirtiendo la energía cinética en presión. Este proceso se repite en cada escalón.

Turbina de expansión En la turbina es donde tiene lugar la conversión de la energía contenida en los gases de combustión, en forma de presión y temperatura elevada (entalpía), a potencia mecánica (en forma de rotación de un eje). Como se ha indicado antes, una parte importante de esta potencia es absorbida directamente por el compresor. Los gases, que entran a la turbina a una temperatura de 1200-1400ºC y una presión de 10 a 30 bar., salen a unos 450-600ºC. Esa alta temperatura hace que la energía que contienen pueda ser aprovechada bien para mejorar el rendimiento de la turbina (con un sistema conocido como REGENERACIÓN, que consiste en utilizar estos gases para calentar adicionalmente la mezcla en la cámara de combustión) o bien, como es más habitual, para generar vapor en una caldera de recuperación. Ese vapor posteriormente se introduce en una turbina de vapor consiguiéndose un aumento del rendimiento global igual o incluso superior al 55% (el rendimiento de la turbina de gas es de 30-35%).

Tipos de turbinas de gas Pueden clasifcarse según el origen de su desarrollo, por el diseño de su cámara de combustión y por su número de ejes. Turbina de gas aeroderivadas: Provienen del diseño de turbinas de para fnes aeronáuticos, pero adaptadas a la producción de energía eléctrica en plantas industriales o como micro turbinas. Sus principales características son su gran fabilidad y su alta relación potencia/peso, además cuentan con una gran versatilidad de operación y su arranque no es una operación tan crítica como en otros tipos de turbinas de gas. Pueden alcanzar potencias de hasta 50 MW, moviendo los gases a una gran velocidad, pero bajo caudal. Su compacto diseño facilita las operaciones de sustitución y mantenimiento, lo que hace viable que se lleven acabo revisiones completas en menores intervalos de tiempo.

Turbina de gas industriales: La evolución de su diseño se ha orientado siempre a la producción de electricidad, buscándose grandes potencias y largos periodos de operación a máxima carga sin paradas ni arranques continuos. Su potencia de diseño puede llegar a los 500 MW, moviendo grandes cantidades de aire a bajas velocidades, que pueden aprovecharse en posteriores aplicaciones de cogeneración. Su mantenimiento debe realizarse in si-tu debido a su gran tamaño y peso, buscándose alargar lo más posible en el tiempo las revisiones completas del equipo.

Turbina multieje: La turbina de expansión se encuentra dividida en 2 secciones, la primera o turbina de alta presión, se encuentra unida al compresor axial al que proporciona la potencia necesaria para su funcionamiento. La segunda sección comparte eje con el generador, aprovechándose la energía transmitida en la generación de electricidad. Esta tecnología es utilizada en aeroderivadas y turbinas de pequeña potencia, y ofrece un mejor comportamiento frente a variaciones de carga.

Como se puede observar el compresor toma aire de la atmósfera, lo comprime y lo deposita en la cámara de combustión, donde al mismo tempo se inyecta combustible y se provoca la combustión. Esta combustión provoca la rápida expansión de los gases, lo que hace mover la turbina y a través de ésta el eje del generador. Luego de este proceso el aire es devuelto a la atmósfera, por esta razón es llamada de “ciclo abierto”. El combustible que se utiliza para hacer la mezcla en la cámara de combustión es

Costos TECNOLOGÍA DE GENERACIÓN. De acuerdo con su situación geográfca, recursos naturales y características de la demanda, México requiere diferentes tipos de tecnologías para generar electricidad. Derivado de la heterogeneidad de la geografía mexicana, los recursos hidráulicos y renovables se concentran en determinadas regiones del país, por lo que la tecnología que puede ser replicable en la mayor parte de las Zonas de Potencia para este primer mercado son aquellas que están basadas en la disponibilidad del combustible y considerando los precios que representan los menores costos del mismo, por lo cual debe ser gas para el SIN y BCA así como combustóleo o diésel para BCS, por su característica de escases de gas.

COSTOS DE INVERSIÓN CONCEPTO DE COSTOS I. Costo de ingeniería, suministro y construcción (ISC): se obtiene al dividir, en moneda constante de un año determinado, todas las erogaciones correspondientes a la construcción de la central entre la capacidad de la misma. Refeja el valor de los materiales, equipos, infraestructura y mano de obra directa o indirecta incorporada a la planta; así como los servicios de ingeniería, procura y construcción del contratista. Se trata de un costo instantáneo, es decir una erogación realizada de forma inmediata. Sin embargo, existen otras inversiones que no pueden estandarizarse, por ejemplo: el costo del terreno, gasoductos o los caminos de acceso para la construcción de la central. Es por ello que estos costos se excluyen del monto total de inversión de la planta, pero se deben considerar en las evaluaciones de proyectos de generación. II. Costo ISC más costo de administración del propietario (ADP): se obtiene al añadir al costo ISC, los costos originados por estudios previos o factibilidad, administración

PROGRAMA DE INVERSION. Un programa de inversión es un instrumento mediante el cual se fjan las metas que se obtendrán a través de obras, adquisiciones y demás erogaciones de capital para un periodo determinado. Los programas de inversión se estiman a partir de cronogramas de construcción y de pago. Para las Centrales Eléctricas los años asociados al periodo de construcción se expresan con números negativos para que el primer año de operación de la central sea el año cero.

FACTOR DE COSTO NIVELADO DE INVERSIÓN El Costo Nivelado de Inversión (CNI): es el costo generado durante el tiempo de construcción, por lo que el factor de costo nivelado de inversión permite conocer el costo nivelado del MW‐h neto generado a partir del costo ISC+ADP, por MW instalado (Tabla 3). Este factor depende de la vida útil de la central, el factor de planta, el consumo de energía por usos propios y la tasa de descuento, el costo de inversión nivelado para cada tecnología se muestra en la Tabla 5.

COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO Los costos de producción (también llamados costos de operación) y mantenimiento son los gastos necesarios para mantener un proyecto o línea de procesamiento. Por lo que los costos de operación y mantenimiento se determinan separadamente del gasto de combustible y se clasifcan en dos componentes: Costos fjos. Costos variables. Los costos fjos son aquellos gastos relacionados a la operación de la central, pero no varían signifcativamente con la generación de energía eléctrica. Este renglón incluye los siguientes conceptos de costos: Salarios y prestaciones del personal. Mantenimiento y servicios generales por contrato. Materiales de mantenimiento y consumo (herramientas, consumibles y renta de equipo). Gastos generales.

Los costos variables son aquellos que guardan una relación directa con la generación de energía eléctrica. En este renglón se consideran: Lubricantes y sustancias químicas (catalizadores, gases, y sustancias para operar la central y los equipos anticontaminantes). Equipos, materiales y refacciones relacionadas a la generación de energía. Mantenimiento mayor (refacciones, equipo y servicios), arranques, entre otros. Dependiendo de la tecnología, los costos variables por mantenimiento mayor involucran aquellos gastos para mantener los equipos principales como: generadores de vapor y recuperadores de calor; turbinas de vapor y de gas; condensadores y sistemas de enfriamiento; equipos para pulverizar el carbón y equipos anticontaminantes; generadores eléctricos y otros. El mantenimiento mayor está relacionado con la generación de energía y el número de arranques para determinadas tecnologías. Se requiere que la central salga de operación por un largo periodo y por lo tanto se realiza solo una vez al año. La Tabla 8 presenta los Costos de Operación y Mantenimiento.

CENTRALES TURBOGAS EN MÉXICO

PLANTAS FUTURAS Con la 3era Subasta Eléctrica se desarrollarán 2 proyectos en Nuevo León, uno de tecnología eólica y otro de turbogas El proyecto de turbogas estará a cargo de la compañía de electricidad Los Ramones, integrada por Invergy y Capital Energético Mexicano, construirá una planta de generación de turbogas con una capacidad instalada de 550 megawatts. Cabe destacar que, ambos proyectos significan una inversión de 688 millones de dólares, que representa el 29 por ciento de la inversión total de la tercera Subasta de Largo Plazo. Además, dichas centrales eléctricas deberán entrar en operación entre julio de 2019 y junio de 2020

CENTRALES TURBOGAS MAS IMPORTANTES EN EL MUNDO

1. CENTRAL TÉRMICA DE SURGUTSKAYA GRES-2 Surgutskaya GRES-2 (conocida como Surgut-2) es una planta de ciclo combinado con una capacidad instalada de 5.597 MW ubicada en Surgut, Rusia. Se trata de la planta de energía de gas natural más grande del mundo y se encuentra gestionada por E.ON Rusia.  Consta de seis unidades de 800 MW integradas entre 1985 y 1988  2 unidades de ciclo combinado avanzado de gas con una capacidad conjunta de 797,1 MW, instaladas en julio de 2011.  Las últimas unidades añadidas a la planta de energía corresponden a modelos de turbinas de gas GE 9FA con una tasa de eficiencia del 55,9%.  Surgutskaya GRES-2 consume aproximadamente 10.000 millones de metros cúbicos de gas al año, que provienen principalmente de los yacimientos petrolíferos de la región Tyumen de Rusia.  Según los datos publicados por E.ON, la planta genera alrededor de 40 TWh de electricidad al año

2. CENTRAL TÉRMICA DE FUTTSU.  5.040 MW. La central térmica de gas natural licuado (GNL) de Futtsu tiene una potencia instalada de 5.040 MW y está situada en Chiba, Japón. Futtsu. Está operada y gestionada por Tokyo Electric Power Company (TEPCO), consta de cuatro unidades de ciclo combinado puestas en servicio entre 1986 y 2010  Las dos primeras unidades tienen una capacidad instalada de 1.000 MW cada una, fueron llevadas a cabo entre 1986 y 1988, las cuales constan de 14 turbinas de gas GE 9E.  La tercera planta, Futtsu-3, que comprende cuatro sistemas de ciclo combinado GE 109FA+e de 380 MW con un diseño de efciencia térmica del 55,3%, fue puesta en servicio en 2003.  Por último, la Futtsu-4 de 1.520 MW fue encargada entre 2008 y 2010, constando de tres sistemas de ciclo combinado GE 109H con un diseño de efciencia térmica del 58,6%.  El combustible de GNL para alimentar la planta de energía térmica Futtsu es suministrado a través de un gasoducto submarino desde una terminal cercana que dispone de una capacidad para manejar hasta nueve millones de toneladas

3. CENTRAL TÉRMICA DE KAWAGOE.  4.802 MW. La central térmica Kawagoe con 4.802 MW de capacidad instalada, está ubicada en Kawagoe, Japón, y es la tercera planta de energía de gas natural más grande del mundo. La planta es propiedad de Chubu Electric Power Company, la cual dispone de cuatro unidades de generación que hacen uso de GNL

 Las dos primeras unidades de Kawagoe de 700 MW de capacidad cada una, fueron puestas en servicio en 1989 y 1990.  Las calderas y las turbinas de vapor para estas unidades fueron proporcionadas por los ingenieros de Mitsubishi y Toshiba respectivamente.  La tercera y cuarta unidad de ciclo combinado integran turbinas de gas MS7001FA de Hitachi y turbinas de gas de la serie F de Mitsubishi, puestas en servicio en 1996 y 1997.  En total, la central eléctrica utiliza seis tanques de GNL con una capacidad de almacenamiento de 840.000 metros cúbicos.

4. CENTRAL TÉRMICA DE HIGASHI NIIGATA .  4.600 MW . La central de Higashi, en el estado de Niigata, Japón, es una central de ciclo combinado con una capacidad total de 4.600 MW. Inicialmente, la planta tenía una capacidad de 2.990MW. La instalación existente compuesta por dos turbinas de vapor de 350MW (unidades Minato uno y dos), dos turbinas de vapor de 600 MW (Unidades 1 y 2) y una central de ciclo combinado 1,090MW (Unidad 3). Unidad 3 se completó en 1984; tiene seis MW701D turbinas de gas y fue la primera gran central de ciclo combinado de Japón. • Más recientemente –en 2005- debido a los bajos niveles de productividad y efciencia de la planta, a central se le añadió un sistema de recubrimientos antiincrustantes que aumentó en 1.610 MW la capacidad total de la estación, hasta un total de 4.600MW, siendo en su momento el proyecto de ciclo combinado más grande de Japón. La central es  operada por Tohoku Electric Power Company. • La central fue la primera en ser equipada con una nueva generación de turbinas de gas de Mitsubishi Heavy Industries que puede soportar temperaturas de hasta 1.450 ° C.

5. CENTRAL TÉRMICA DE DAH-TARN O TATAN.  4.384 MW.

• La central Dah-Tarn de 4.384 MW, ubicada en Guanyin, Taoyuan, al norte de Taiwán, es la quinta  planta de gas natural más importante del mundo y está  operada por Taiwan Power Company (Taipower). • La planta fue desarrollada en dos etapas entre 2005 y 2009. La etapa-1 consistió en la instalación de dos unidades de generación integradas cada una por tres turbinas de gas M501F de Mitsubishi, mientras que la etapa2 incluyó la instalación de tres unidades de generación compuestas cada una por dos turbinas de gas M501G también de Mitsubishi. La planta utiliza gas natural suministrado por la Chinese Petroleum

6. CENTRAL TÉRMICA DE CHIBA.  4.338 MW.

La central térmica de Chiba es un ciclo combinado, propiedad de Tokyo Electric Power Company (Tepco), que está ubicado en la ciudad de Chiba, en Japón. La central tiene una capacidad total de 4.338 MW. La central cuenta con un total de 11 turbinas, 8 de 360 MW, que fueron instaladas en el año 2000 y tres de 500 MW, que entraron en operación en 2014, y que fueron suministras por General Electric y Mitsubishi Heavy Industries. Precisamente una de las turbinas de esta última tiene el récord actual de eficiencia energética, establecido en 2013 en el 58%.

7. CENTRAL TÉRMICA DE CHITA.  3.996 MW. 

 La central eléctrica de Chita se compone actualmente de seis unidades de gas natural licuado, cuatro de las cuales operan en ciclo combinado.  Las primeras cuatro unidades, que fueron puestas en servicio entre 1966 y 1974 originalmente diseñadas para generar energía a partir de petróleo crudo pesado, se readaptaron para la generación de energía a base de gas natural licuado en 1985.  Las unidades quinta y sexta de GNL entraron en operación en 1978, actualizándose posteriormente entre 1992 y 1996 las unidades primera y segunda de la planta para la operación en ciclo combinado

8. CENTRAL TÉRMICA DE KOSTROMSKAYA.  3.600 MW. La central térmica de Kostroma ( Kostromskaya GRES ) es una central de gas ubicada cerca de Volgoréchensk, en Rusia . La estación se compone de ocho unidades de 300 MW y una de 1.200 MW unidad. Esta última es, hoy en día, la mayor unidad de gas del mundo. La estación también tiene un m (1.050 pies) de altura de la chimenea 320, uno de los más altos del mundo.

9. CENTRAL DE SODEGAURA. 3.600 MW. La central eléctrica de Sodegaura es un gran central de gas ubicada en Sodegaura , en la prefectura de Chiba, Japón, que cuenta con una capacidad instalada de 3.600 MW. La instalación genera energía mediante la utilización de una unidad con una capacidad de 600 MW y tres unidades de 1.000 MW, que operan con gas natural. La central es operada por Tokyo Electric Power Company (Tepco).

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CENTRAL DE SYRDARYA. 3.000 MW.

• La central térmica de Syrdarya es una planta de gas natural situada en Shirin, Uzbekistán. Sus diez unidades fueron encargadas entre 1972 y 1981. • La capacidad instalada de la planta de energía es de 3.000 MW. La compañía propietaria –el grupo Uzbekenergo– ha llevado a cabo recientemente una modernización de la planta, finalizada en 2014 por la compañía rusa Siloviyi Mashini, con financiación del Banco Europeo de Reconstrucción y Desarrollo (BERD) en colaboración con el Banco Asiático de Desarrollo. Las mejoras han permitido reconstruir dos unidades que han sido sustituidas por turbinas Siemens • Anualmente, la central de Syrdarya suministra 16 TWh de electricidad al sistema de energía de Uzbekistán, que representa el 32% de la producción total de electricidad país. La planta cuenta con tres chimeneas, la más alta de las cuales mide 350 metros.

AFECTACIONES AL AMBIENTE

Las turbinas de gas son el equipo de generación de potencia más limpio que usan combustibles fósiles comercialmente disponibles

EMISIONES DE L AS TURBINAS DE GAS

Durante la combustión de un hidrocarburo se generan los siguientes productos: Dióxido de carbono (CO2), vapor de agua (H2O), oxígeno (O2), nitrógeno (N2) y trazas de otros componentes como: Oxídos de nitrógeno (NO, NO2), monóxido de carbono (CO), dióxido de sulfuro (SO2), material particulado, hidrocarburos no quemados y hollín. El nitrógeno es un elemento que se encuentra aproximadamente en un 78% por volumen en el aire atmosférico

Los óxidos de nitrógeno pueden presentarse en diferentes formas: 

EMISIONES DE LAS TURBINAS DE GAS

 NO: Óxido nítrico   NO2: Dióxido de nitrógeno   N2O:Óxido nitroso   NO3: Trióxido de nitrógeno   N2O5: Anhídrido nítrico  De estos se oxidan artifcialmente: NO, NO2 y son llamados los NOx. El NO se forma en los procesos de combustión de los combustibles fósiles, la formación de estos depende de:  La temperatura de combustión del proceso  Concentración de oxígeno durante el proceso de combustión o porcentaje de exceso de aire.  Presión en el dispositivo de combustión.  Tiempo durante el cual se realiza el proceso de combustión.

EMISIONES DE LAS TURBINAS DE GAS

• En la atmósfera el NO se oxida rápidamente formando NO2, este proceso se acelera debido a la presencia de los rayos solares, efecto fototérmico, y material orgánico presente en el aire. En muchos países las turbinas de gas (Ciclo Brayton) son la principal fuente de generación de energía eléctrica, allí se han implementado normas ambientales que hacen necesario el control de las emisiones de NO y NO2, conocidos como Noxes o NOx. Dichas regulaciones demandan emisiones máximas de 25 ppm (partes por millón) de NOx para combustibles líquidos y de 10 ppm para gas natural. Las emisiones de NOx tienen efectos adversos en la salud humana y el medio ambiente, estas juegan un papel importante en: • La lluvia ácida. • Formación de niveles peligrosos de ozono (O3) en la superfcie terrestre. • Formación de smog en la atmósfera.

EMISIONES DE LAS TURBINAS DE GAS

Las emisiones de NO2 tienen un efecto mas adverso en la salud humana que el NO. El NO2 captura el oxígeno que transporta la hemoglobina y también forma ácido en los pulmones de ahí que es mucho mas tóxico que el CO para la misma concentración. La mayoría de las turbinas de gas queman gas natural (el cual puede modelarse, para cálculos previos, como CH4: metano) de allí que tienen un alto impacto en la contaminación ambiental por NOx, de tal manera los investigadores y productores de turbinas de gas han centrado parte de sus estudios en desarrollar técnicas que permitan reducir las emisiones de NOx en las turbinas de gas. Esta preocupación esta altamente relacionada con el aumento que se ha logrado en la temperatura de combustión, o temperatura de entrada a la turbina TET4 (Ver Figura No. 1), con el propósito de mejorar la efciencia térmica de la turbina, pero dicho aumento, como se anotó anteriormente, trae consigo un efecto indeseable, la formación de emisiones de NOx.

EMISIONES DE LAS TURBINAS DE GAS

Entre los métodos que se han venido desarrollando para el control de emisiones de NOx están las tecnologías de control de combustión y post-combustión, entre las cuales se encuentran: Ciclos con inyección de agua o de vapor. (Control de combustión). Ciclos con humidifcación en cascada. (Control de combustión). Combustores secos bajos en NOx. (Control de combustión). Combustores combustión).

catalíticos.

(Control

Ciclos con reducción catalítica (Control de post-combustión).

de

selectiva.

EMISIONES DE LAS TURBINAS DE GAS

Entre los métodos que se han venido desarrollando para el control de emisiones de NOx están las tecnologías de control de combustión y post-combustión, entre las cuales se encuentran: Ciclos con inyección de agua o de vapor. (Control de combustión). Ciclos con humidifcación en cascada. (Control de combustión). Combustores secos bajos en NOx. (Control de combustión). Combustores combustión).

catalíticos.

(Control

Ciclos con reducción catalítica (Control de post-combustión).

de

selectiva.