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• Alexis Rkrdo Gonzales Pinto

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MONOGRAFÍA:

PEAK SHAVING PARA LA EMPRESA BACKUS JOHNSTON CURSO

CENTRALES TERMOELÉCTRICAS

CODIGO DEL CURSO

MN163

SECCIÓN

B

ALUMNO

SALAS ZAMBRANO, Marcelo

20141049K

VIVAS SANTA CRUZ, Ricardo Manuel

20142504C

QUINTANA HERRERA, David

20072025D

GONZALES PINTO, Alexis

20144540G

2019-I

ÍNDICE 1

PLANTEAMIENTO DEL TRABAJO .................................................................................................. 4

2

OBJETIVOS.................................................................................................................................... 5

3

4

5

2.1

OBJETIVO GENERAL ....................................................................................................................... 5

2.2

OBJETIVOS ESPECIFICOS ................................................................................................................ 5

ESTUDIO DE MERCADO................................................................................................................ 6 3.1

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA EN EL 2018 ......................................................................................... 6

3.2

VARIACIÓN DE LA POTENCIA ELÉCTRICA DEL SEIN DEL AL 2019 ................................................... 7

3.3

VARIACIÓN DE LA MAXIMA DEMANDA ELÉCTRICA DEL SEIN Al 2019 .......................................... 9

UBICACIÓN ................................................................................................................................. 11 4.1

MACROLOCALIZACION................................................................................................................. 11

4.2

MICROLOCALIZACIÓN .................................................................................................................. 12

4.3

CONDICIONES CLIMATOLÓGICAS DE LA CIUDAD DE LIMA .......................................................... 13

TECNOLOGÍA .............................................................................................................................. 17 5.1

TECNOLOGÍA DISPONIBLES: ......................................................................................................... 17

5.2

TURBINA A GAS ............................................................................................................................ 17

5.3

TIPOS DE TURBINAS DE GAS ........................................................................................................ 18

5.4

PARTES ......................................................................................................................................... 19

5.4.1

Compresor ........................................................................................................................... 19

5.4.2

Cámara de combustión ........................................................................................................ 20

5.4.3

Regeneradores ..................................................................................................................... 20

5.4.4

Tobera de escape ................................................................................................................. 20

5.5

FUNCIONAMIENTO ...................................................................................................................... 21

5.5.1 5.6

Combustibles ....................................................................................................................... 22

CICLOS .......................................................................................................................................... 22

5.6.1

Ciclo Brayton Ideal ............................................................................................................... 22

5.6.2

Eficiencia Térmica Total del Ciclo Teórico........................................................................... 23

5.6.3

Factor de Potencia ............................................................................................................... 23

5.6.8

IDENTIFICACIÓN DE TURBINAS DE GAS EN EL MERCADO ................................................... 27

5.7

MOTORES DE COMBUSTION............................................................ Error! Bookmark not defined.

5.7.1

Motores de Combustión Interna Diésel .................................. Error! Bookmark not defined.

5.7.2

Motores de combustión interna a Gas .................................... Error! Bookmark not defined.

5.7.3

PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO ........................................... Error! Bookmark not defined.

5.7.4

IDENTIFIACIÓN DE MOTORES DIESEL EN EL MERCADO ...................................................... 36

5.8

SELECCIÓN DE LA TECNOLOGIA ................................................................................................... 38

5.8.1

Tiempo de arranque: ........................................................................................................... 38

5.8.2

Eficiencia: ............................................................................................................................. 38

5.8.3

Efecto de altitud: ................................................................................................................. 39

5.8.4

Años de vida de una turbina: ............................................................................................... 39

5.8.5

Costo de capital: .................................................................................................................. 39

5.8.6

Costos de operación y mantenimiento:............................................................................... 40

5.8.7

Emisiones ............................................................................................................................. 40

5.9 6

METODOS DE FACTORES PONDERADOS ..................................................................................... 40

PARAMETROS TÉRMICOS DE LA PLANTA................................................................................... 42 6.1

CICLO DIESEL ................................................................................................................................ 42

6.2

Derrateo de potencia efectiva y Heat Rate ................................................................................. 48

6.3

BALANCE TERMICO EXTERIOR – DIAGRAMA SANKEY ................................................................. 49

1

PLANTEAMIENTO DEL TRABAJO

Los altos costos de las planillas eléctricas en los periodos de demanda máxima del sistema eléctrico, hace que la autogeneración durante el periodo pico sea una alternativa interesante para los grandes consumidores industriales, ya que una industria al autoabastecerse de energía eléctrica en este periodo, evita el uso de electricidad proveniente de la empresa de servicios eléctricos y así reduce el consumo de energía y los costos involucrados por demanda máxima. En el presente trabajo monográfico se hará el estudio del diseño de una central termoeléctrica para la empresa La Cervecería Backus y Johnston S.A. con RUC 20100113610, cuya sucursal principal y objeto de análisis está ubicada en la provincia Lima, departamento de Lima a la cual se planeará un Peak Shaving, con el objetivo de autogeneración de energía únicamente en las horas puntas estas son comprendidas entre las 18:00 y 23:00 horas de todos los días del año, salvo domingos y feriados, dedicada principalmente a la producción de cerveza, agua embotellada y gaseosa. En este primer informe se realizará un estudio de la situación energética secundaria para la generación eléctrica del país, se analizará el crecimiento de la demanda y oferta actualizada hasta el 2018.

2 2.1

OBJETIVOS

OBJETIVO GENERAL Analizar la factibilidad técnica y económica para la construcción de una Central térmica tipo Peak Shaving que opere en hora punta para la empresa Backus y Johnston.

2.2

OBJETIVOS ESPECIFICOS 

Análisis de la ubicación de la CT.



Análisis de la capacidad de la CT.



Análisis de la tecnología de la CT.



Análisis de la configuración de la CT.



Balance de energía y masa de la CT



Describir el equipamiento de la CT



Describir el sistema de combustible.



Estimación de inversión



Calculo de rentabilidad

3 3.1

ESTUDIO DE MERCADO

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA EN EL 2018  El total de la producción de energía eléctrica de la empresas generadoras integrantes del COES de enero a diciembre 2018 fue de 50 816,79 GWh, lo que representa un incremento de 1 823,53 GWh (3,72% ) en comparación con el año 2017.  La producción de electricidad de las unidades de generación termoeléctrica a gas natural en el 2018 fue 3,71% mayor a la registrada en el 2017, mientras que las centrales hidroeléctricas incrementaron un 5,83%.  La generación de energía termoeléctrica con gas natural de Camisea, tuvo una participación del 35,26%, mientras que las unidades de generación que utilizan el gas proveniente de los yacimientos de Aguaytía, Malacas y La Isla fue del 1,92%.  Por otro lado, la participación del diésel, residual y carbón tuvo una participación del 0,21%, 0,06% y 0,08% respectivamente.  La participación de la producción de energía eléctrica con centrales eólicas fue 2,94%, solar 1,47%, bagazo 0,18% y biogás 0,10%.

41.94 81.69 288.17 Diesel2/Re… 880.21 673.70 Eólico 1,065.23 Bagazo

18,220.90 Agua

27,741.42 0.00

10,000.00

20,000.00

30,000.00

Ilustración 1.Producción energética 2017.Total de 48 993.28 GWh. Fuente: COES 2018

Bagazo Diesel2/Residual500/Resid… Eólico Agua 0.00 10,000.0020,000.0030,000.00 Ilustración 2. Producción energética 2018.Total de 50816.79 GWh. Fuente: COES 2018.CAPACIDAD DEL SEIN

3.2

VARIACIÓN DE LA POTENCIA ELÉCTRICA DEL SEIN DEL AL 2019  La potencia eléctrica instalada por las empresas generadoras integrantes del COES a abril del 2019 fue de 13.45 GW, lo que representa un incremento de 5.2% en comparación con el año 2017.  La potencia eléctrica efectiva por las empresas generadoras integrantes del COES a abril del 2019 fue de 13.45 GW, lo que representa un incremento de 5.4% en comparación con el año 2017.  La potencia eléctrica efectiva de las unidades de generación termoeléctrica a gas natural en abril del 2019 fue 33.6% mientras que las unidades de generación que utilizan otros tipos de combustibles (D2, residuales, carbón, biomasa) representan el 26.66% del total  Por otro lado a abril del 2019, la participación del diésel más residual, carbón y biomasa tuvo una participación del 20.15%, 1.14% y 0,37% respectivamente de la potencia efectiva total.  En los últimos 5 años las centrales termoeléctricas se han incrementado en 24.82%, haciendo que a la actualidad represente 55% de la capacidad efectiva del Sistema Eléctrico Interconectado.

Fuente: COES - Abril 2019 15.0

POTENCIA INSTALADA Y EFECTIVA SEIN 2010 - 2019

Capacidad - GW

12.0

9.0

6.0

3.0

0.0

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

Potencia Efectiva

6.46

6.44

7.12

7.81

Potencia Instalada

6.70

6.75

7.62

8.34

8.72

9.61

12.03

11.84

12.38

12.48

9.25

10.15

12.77

12.79

13.34

13.45

CAPACIDAD EFECTIVA POR TECNOLOGÍA SEIN 2010 - 2019

Fuente: COES - Abril 2019 14,000

Hidro

12,000

Gas Natural

Otras Térmicas

RER

Capacidad - MW

10,000 8,000 6,000 4,000 2,000 0 RER

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

23.0

84.4

226.4

240.1

442.5

437.1

477.1

480.0

851.0

866.1

Otras Térmicas 1,026.8

650.3

630.5

1,218.9

1,143.5

1,518.7

2,803.2

2,656.0

2,656.0

2,656.0

Gas Natural

2,318.4

2,661.3

3,211.5

3,296.8

3,973.8

3,967.2

4,081.2

4,086.8

4,190.8

4,190.8

Hidro

3,098.2

3,048.2

3,048.2

3,057.2

3,158.1

3,690.9

4,671.7

4,616.8

4,677.3

4,761.4

Capacidad Efectiva del SEIN 2019 Por Recurso Energético Carbón Renovables 820.32 141.90 7% 1%

Biomasa 45.78 0%

Hidro 4,761.42 38%

D2 + R6 2,514.05 20%

Gas Natural 4,190.75 34% Hidro

Gas Natural

D2 + R6

Carbón

Renovables

Biomasa

3.3

VARIACIÓN DE LA MAXIMA DEMANDA ELÉCTRICA DEL SEIN Al 2019  La máxima demanda eléctrica consumida por los usuarios libres y regulados a abril del 2019 fue de 6989 MW, lo que representa un incremento de 5.98% en comparación con el año 2017.  La máxima demanda por recursos energéticos, muestra que el consumo de los usuarios libres y regulados producidos por centrales termoeléctricas a gas natural a abril del 2019 fue 30.13% mientras que el consumo de los usuarios libres y regulados producidos por centrales hidroeléctricas fue del 65.53%.  De acuerdo a los informes emitidos por el Osinergmin - Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería las proyecciones de las demandas para los próximos 3 años se incrementarán en un 17.83% de la energía consumida en el 2018.  Por otro lado, las proyecciones de las demandas para los próximos 3 años se incrementarán en un 16.51% de la potencia consumida en el 2018.

Máxima Demanda por Recurso Energético - MW 8000.00

DEMANDA (MW)

7000.00 6000.00 5000.00 4000.00 3000.00 2000.00 1000.00 0.00

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

Importación Renovable

2017

2018

2019

36.516 10.74

67.10

89.40

121.10

195.40

240.80

261.35

270.26

247.10

303.54

Témico

1948.49

2199.50

2430.70

2727.20

2565.90

3147.40

2867.30

2281.57

2665.29

2106.50

Hidro

2619.70

2694.70

2770.90

2726.80

2976.00

2943.20

3363.77

4007.23

3972.19

4580.62

Fuente: COES - Abril 2019

Hidro

Témico

Renovable

Importación

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA (GWH) PERÍODO 2019 - 2021 70000 60000

Consumo Anual GWh

50000 40000 30000 20000 10000 0 Proy - 2019

2018

2019

2020

2021

50743.07578

53397.31909

56964.60051

59793.08511

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA (MW) PERÍODO 2019 - 2021 9000

Max. Demanda MW

8000 7000 6000

5000 4000 3000

2000 1000 0

Proy - 2019

2018

2019

2020

2021

6897.672801

7252.503062

7697.800613

8036.977315

4

UBICACIÓN

La Cervecería Backus y Johnston (con nombre comercial Cervecerías Peruanas Backus S.A. y con nombre de empresa Unión de Cervecerías Peruanas Backus y Johnston S.A.A.) es una empresa cervecera peruana perteneciente al grupo AB Inbev, la primera corporación cervecera más grande a nivel mundial. La empresa Backus y Johnston tiene su principal sucursal en Av. Nicolás Ayllón 3986, Ate 15012 LIMA-LIMAATE1.

4.1

MACROLOCALIZACION En la imagen 1 se muestra la ubicación de la planta. La planta ya cuenta con distintos sectores determinados, por lo cual se pueden identificar algunas posibles ubicaciones para la central termoeléctrica.

Ilustración 1. Planta Cervecería Backus y Johnston, Lima

1

Fuente SUNAT: Domicilio fiscal según la página de e-consultaruc.sunat.gob.pe

4.2

MICROLOCALIZACIÓN Debido a que la central termoeléctrica debe encontrarse dentro de la planta, se debe tomar en cuenta: -

-

Se puede tomar en cuenta el gasoducto del sur como una fuente de energía debido a su cercanía, según como muestra la imagen 2, aproximadamente se encuentra la troncal principal a 10 km. Respecto a una fuente de agua se puede tomar en cuenta el agua subterránea que Backus usa para la producción de sus productos. Para el acceso se cuenta la carretera central.

Ilustración 4. El punto rojo indica la ubicación de la mina de cobre Constancia. -

Tomando en cuenta la página SIGDA, se puede notar que no hay existencia de lugares delimitados.

Ilustración 5. No existen zonas protegidas.

4.3

CONDICIONES CLIMATOLÓGICAS DE LA CIUDAD DE LIMA La empresa cervecera BACKUS S.A. se ubica en el distrito de Ate Vitarte en la Ciudad Metropolitana de Lima. Lima cuenta con varias estaciones meteorológicas activas que se encuentran en los distritos de la ciudad. El SENAMHI realiza observaciones de las condiciones meteorológicas, atmosféricas y climáticas con actualizaciones de datos varias veces al día.

Los parámetros climatológicos a usarse han sido obtenidos de la Estación Climatológica de SANTA ANITA:

Figura. Monitoreo de temperatura de ATE-Fuente.SENAMHI

ATE (distrito) Provincia: LIMA Departamento: LIMA Estación: SANTA ANITA Altitud: 362 m.s.n.m.

Latitud: 12° 1´ 34´´

Longitud: 76°55´ 7´´

Temperatura

Imagen. Temperaturas promedio anual-Fuente:Senamhi La temporada fría/templada dura entre los meses de mayo y octubre con temperaturas promedio de 16°C, mientras que la cálida entre los meses de noviembre con temperaturas promedio de 25°C. La temperatura máxima del año fue de 27°C,mientras la mínima 15°C.

Imagen. Temperaturas promedio máx-min. anuall-Fuente:Senamhi

MES ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SETIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

MÁXIMA 26 27 27 25 22 20 19 19 19 20 22 24

TEMPERATURA MÍNIMA PROMEDIO 20 23 20 23.5 20 23.5 18 21.5 16 19 16 18 15 17 15 17 15 17 15 17.5 16 19 18 21 19.75

La temperatura promedio anual es de 19.75°C.

Humedad El nivel de humedad percibido en el distrito de ATE es aproximadamente de 83% anualmente.

Fuente. Weather Atlas(página Web)

PRESIÓN ATMOSFÉRICA POR DEPARTAMENTO(2005-2018)

Departamento

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Arequipa

753.7

753.5

761.1

765.3

768.0

770.2

772.2

771.0

769.3

767.4

767.3

773.4

767.0

…

Cajamarca

741.4

741.3

742.3

741.8

742.3

742.5

741.5

742.0

742.4

742.0

742.4

…

744.0

740.6

Cusco

693.7

693.2

693.6

693.3

693.4

693.2

692.5

693.0

691.9

692.6

692.4

701.2

695.3

694.5

…

…

…

…

…

808.8

808.3

806.4

806.1

805.2

804.4

805.3

814.7

805.3

Ica

968.4

964.8

968.1

968.4

968.3

966.6

966.5

972.1

972.9

972.8

973.7

975.4

975.8

…

Junín

688.6

…

688.1

688.0

688.0

687.9

687.6

688.2

688.0

687.4

687.8

692.8

688.4

688.4

Lambayeque

1 009.5

1 008.9

1 009.5

1 016.5

1 015.7

1 010.5

…

…

…

…

…

…

…

…

Lima

998.3

998.4

998.6

998.8

998.3

998.7

998.9

998.2

998.8

998.8

998.3

997.7

998.7

998.2

Moquegua

858.1

858.2

857.7

857.1

857.1

857.7

857.2

856.5

857.0

856.6

855.8

855.6

856.0

855.3

Piura

1 015.9

1 014.8

1 016.3

1 016.6

…

1 011.4

1 011.5

1 010.9

1 010.9

1 011.6

1 009.8

1 007.7

1 011.7

1 011.2

Puno

…

…

649.6

649.9

650.6

649.9

649.6

657.2

650.4

649.0

645.3

649.3

654.8

650.1

Tacna

953.3

952.5

953.4

953.5

952.8

953.3

952.7

952.6

952.8

953.2

951.3

952.4

961.1

952.4

Huánuco

Fuente: Servicio Nacional de Meteorología e Hidrología (SENAMHI). Finalmente, como parámetros climatológicos obtenemos:

TEMPERATURA PROMEDIO 19.75°C

HUMEDAD RELATIVA 83%

PRESIÓN ATMOSFÉRICA 998.5 mmH

766.1 742.0 693.8 807.2 970.3 688.4 1 011.8 998.5 856.8 1 012.3 650.5 953.4

5 5.1

TECNOLOGÍA

TECNOLOGÍA DISPONIBLES:

Ilustración 6. Situación de las turbinas en el conjunto de máquinas

Ilustración 7. Tecnologías disponibles

De acuerdo a los capítulos anteriores se ha determinado que la potencia del sistema de generación de Peak Shaving para Hudbay del Peru SAC, es de 40MW. Según la figura X se puede determinar las tecnologías a evaluar en el proyecto las cuales son Turbina de Gas (Ciclo simple) y Motor Diésel de baja velocidad.

5.2 TURBINA A GAS Una turbina de gas es un motor térmico rotativo de flujo continuo que se caracteriza por presentar una baja relación peso potencia y una velocidad de giro muy elevada.

La elevada velocidad de giro, que en función del tamaño puede llegar a alcanzar valores de hasta 40000 revoluciones por minuto, orienta su utilización a una unidad de generación de gases con elevada entalpía que puede utilizarse para propulsión a reacción o puede ser la encargada de accionar una turbina de potencia acoplada a un eje, en la que puede acoplarse cualquier tipo de carga. De este modo la turbina de gas esta formada por dos elementos principales:  

El generador de gases La unidad generadora de potencia

El generador de gases esta formado a su vez por uno o varios compresores, la cámara de combustión, donde se mezclara el combustible con el aire y donde tendrá lugar la combustión, y finalmente la o las turbinas de expansi6n de gases, que en este caso s61o obtendrán la potencia necesaria para mover los compresores. La unidad generadora de potencia es donde se obtendrá la potencia útil de la máquina, dependiendo de la aplicación, será otra turbina de expansión de gases, o bien, una tobera de propulsión. En la actualidad, la turbina de gas se utiliza ampliamente, pues es capaz de desarrollar muy elevadas potencias con un tamaño y peso contenidos, aunque sin obtenerse rendimientos muy elevados, del orden del 25% como valores máximos. Las turbinas de gas orientadas a la propulsión a reacción se implementan en la gran mayoría de aviones comerciales y militares (figura1), mientras que las turbinas de gas orientadas a la generación de trabajo en un eje también se han utilizado en buques, trenes, tanques, autobuses, camiones y coches y en los compresores de los gasoductos, pero tienen la utilización prioritaria como generadores de energía eléctrica, bien sea para cubrir las puntas de demanda, gracias a su moderada velocidad de puesta en marcha, bien sea en ciclo combinado con una turbina de vapor para cubrir demandas medianas y con un elevado rendimiento u otras configuraciones de cogeneraci6n en las que existe ,un proceso de elevada necesidad de color, de modo que el gran caudal de gases de escape, una vez aprovechado en la turbina de potencia, se utiliza para la producci6n de vapor o el secado de un determinado proceso industrial.

5.3

TIPOS DE TURBINAS DE GAS

Las instalaciones de turbinas de gas pueden ser abiertas o cerradas. En las de tipo abierto (figura 1), los productos de la combustión fluyen a través de la turbina junto con la corriente de aire. Para diluir los productos de la combustión hasta una temperatura que pueda resistir el rodete de la turbina (649 - 982) ºC, es necesario un elevado porcentaje de aire. Este diseño ofrece las ventajas de requerir un control

simple y poseer un sistema hermético. Puede diseñarse para altas relaciones peso / potencia y para drenaje sin agua de enfriamiento. En las instalaciones de tipo cerrado (figura 2), los productos de la combustión no pasan a través de las turbinas, sino por un intercambiador de calor. Los gases que atraviesan la turbina trabajan en circuito cerrado y sucesivamente se comprimen, calientan, expansionan, y enfrían. Las instalaciones cerradas permiten quemar cualquier tipo de combustible en el combustor. Sin embargo, se necesita un intercambiador de calor. Este tipo de instalaciones está limitado a las turbinas estacionarias.

1-2 compresión isentrópica (en un compresor) 2-3 Adición de calor a P=constante (cerrado) 3-4 Expansión isentrópica (en una turbina) 4-1 Rechazo de calor a P=constante (cerrado)

5.4

PARTES

Una turbina de gas consta básicamente de un compresor de aire, una cámara de combustión o combustor, la turbina y, para mejorar el rendimiento, un regenerador. 5.4.1

Compresor

Esta ubicado en la sección frontal de la turbina y es el elemento por el cual se introduce en forma forzada el aire desde el exterior. Esta pieza, por la disposición de sus aletas, permite que el flujo sea "aspirado" hacia el interior de la turbina. Es de flujo axial para grandes turbinas por su elevado rendimiento y capacidad. Para pequeñas turbinas se han usado con éxito compresores centrífugos.

5.4.2

Cámara de combustión

Se fabrican de tipo cilíndrico (can Type) o en forma de anillo (annular type). Debe llevar el gas a temperatura uniforme con mínimas diferencias de presión. Generalmente se fabrican metálicos y se enfrían con el aire entrante, pero también se están construyendo de cerámica, para lograr una mayor eficiencia térmica.

5.4.3

Regeneradores

Transmiten el calor de los gases de escape del aire de los compresores. Aumentan rendimiento pero también volumen, peso y costo. Debido a su gran tamaño, no son aconsejables para la industria aeronáutica. Las turbinas Son casi siempre de flujo axial (axial flow), excepto algunas de pequeñas dimensiones que son de flujo radial (radial flow) dirigido hacia el centro.

5.4.4

Tobera de escape

Para favorecer el constante flujo del aire en el interior de la turbina y poder dirigir efectivamente el aire proveniente de su rueda, se utiliza un aditamento cónico. Esta tobera de escape aumenta considerablemente el empuje del motor.

5.5

FUNCIONAMIENTO

Se toma aire atmosférico a través de la admisión del compresor desde donde se envía aire comprimido a la cámara de combustión (en rojo en la figura) en la cual el combustible entra con un caudal constante y se mantiene en llama continua (Las flechas en el dibujo indican la dirección del flujo). La ignición inicial se obtiene generalmente por medio de una chispa (Dispositivo de puesta en marcha). El aire, calentado en la cámara de combustión o combustor, se expande a través de toberas o paletas fijas y adquiere una elevada velocidad. Parte de la energía cinética de la corriente de aire es cedida a los álabes o cangilones de la turbina. Una fracción de esta energía se emplea para accionar el compresor y el resto para producir trabajo. En la operación de las turbinas de gas se presentan varias limitaciones de índole práctica, las cuales determinan gran parte de la actuación de esta clase de máquinas. Entre estas limitaciones merecen citarse la temperatura y velocidad de los álabes, el rendimiento del compresor, el rendimiento de la turbina y la transferencia de calor (en ciclos con regeneración).

Ignitor plug: Bujía de encendido.

Oil return: Retorno.

Burner: Quemador

Air scroll: Cámara de circulación de aire

Exhaust: Exhosto

Starter motor: Iniciador

Turbine wheels: Ruedas de la turbina

Fuel control: Control de combustible

Turbine nozzles: Toberas

Gearbox: Caja de velocidades

Bearings: Cojinetes

Air intake: Toma de aire

Oil feed: Alimentación de combustible

Compressor wheel: Rueda del compresor

Combustion chamber liner: combustión (recubrimiento)

Cámara

de

Diffuser: Difusor

5.5.1

Combustibles

El gas natural (una forma primordial del metano) es el combustible ideal para las turbinas de gas. Los aceites ligeros destilados forman un combustible apropiado. Los combustibles con azufre, sal o vanadio pueden provocar corrosión a menos que sean lavados con agua y se traten las superficies con aditivos anticorrosivos. También se ha utilizado carbón pulverizado pero no se han obtenido resultados satisfactorios.

5.6

CICLOS

El ciclo básico de la turbina de gas es el BRAYTON o JOULE. Este consta de 2 isentrópicas (1,2) y (3,4) y dos líneas a presión constante (2,3) (4,1). 1-2 Compresión Isentrópica P = Presión absoluta 2-3 Adición de energía a P constante 3-4 Expansión isentrópica 4-1 Cese de energía a P constante T: Temperatura V: Volúmenes K: Cp, Cv. En este caso (aire) = 1.4 Cp: Calor especifico a presión cte. 5.6.1

Ciclo Brayton Ideal

5.6.2

Eficiencia Térmica Total del Ciclo Teórico

Donde:

Reemplazando:

nt  1 

T1 T2

De lo que se deduce que: -El rendimiento de un ciclo ideal aumenta constantemente al aumentar la relación de compresión o lo que es lo mismo. para una determinada T1 del medio ambiente. El rendimiento del ciclo ideal aumenta al aumentar la temperatura de salida del aire del compresor T2. -El rendimiento del ciclo ideal solo depende de la relación de compresión. y en particular no depende de la temperatura de entrada del gas a la turbina. T3. 5.6.3

Factor de Potencia

5.6.4

Ciclo Brayton Real

El punto 1 se corresponde con el estado del aire atmosférico, siendo el mismo punto en el ciclo real que en el ideal. La compresión del aire no es isentrópica por lo que la entropía en el punto 2, que representa la salida del compresor. es mayor que si esta fuera isentrópica (2s). Por otra parte, se mantiene la presión de salida respecto a la compresión ideal, sin embargo, el trabajo específico del compresor aumenta, puesto que h2s- h1 < h2 – h1 por por lo tanto se define el rendimiento interno del compresor como el cociente entre el trabajo específico de compresión isentrópico y el no isentrópico:

Puesto que en el tramo 2-3 existirán perdidas de carga durante el transporte del aire desde el compresor hasta las ruedas de la turbina la línea que sigue este proceso no es una isobara, aunque lo que se puede conseguir es mantener una temperatura de salida de la cámara de combustión igual a la del ciclo ideal, regulando el calor comunicado al fluido. El proceso real de expansión en la turbina no es isentrópico, sino que existe un aumento de entropía por lo tanto el salto entalpico disminuye respecto al ciclo ideal. De esta forma se define el rendimiento interno de la turbina como:

La presión de salida de los gases de la turbina no es la presión atmosférica sino una presión mayor, este fenómeno de contrapresión se da debido a la perdida de carga existente en el conducto de descarga de los gases de escape, por lo tanto, la etapa 4-1 no se realiza a presión constante. De esto se deduce que, así como en el ciclo ideal, la relación de compresión era igual a la de expansión, en el ciclo real no se da esta igualdad, siendo la relación de expansión menor que la de compresión. Al grupo de pérdidas antes citadas se le denomina pérdidas íntimas si bien existen además de las citadas otra serie de causas que hacen disminuir el rendimiento térmico y que se denominan pérdidas externas. 5.6.5

Ciclo Brayton Real con Pérdidas en la Compresión y en la Expansión Únicamente. Compresión y Expansión no Isentrópicas

Las condiciones de este ciclo son: -El fluido de trabajo será aire tornado como gas perfecto. Tomándose los calores específicos constantes. -Se desprecia el consumo masivo de combustible frente al de aire, debido al reducido valor que debe tener el dosado para poder mantener la temperatura de los alabes dentro de unos límites tolerables. -Se suponen despreciables las pérdidas de carga en los conductos. -El rendimiento térmico de la cámara de combustión se considera igual a la unidad. no interviniendo en el cálculo del rendimiento térmico del ciclo. 5.6.6

Trabajo Útil Especifico Interno

De la ecuación de los gases perfectos

Para procesos isentrópicos adiabáticos y reversibles

Finalmente

5.6.7

Rendimiento Térmico

Entonces:

De las expresiones obtenidas para el trabajo útil interno y para el rendimiento del ciclo se desprende que las variables a controlar para mejorar estos parámetros son: -La relación de compresión. -El coeficiente de temperaturas (temperatura de entrada a turbina y de admisión a compresor) - Los rendimientos internos del compresor y de la turbina. Como ya se ha visto si se aumenta la relación de compresión aumentara tanto el rendimiento como el trabajo útil interno obtenido hasta un valor máximo. a partir del cual si se sigue aumentando la relación de compresión los valores de rendimiento y trabajo disminuirán. Además, el máximo de rendimiento y trabajo útil no se consigue para un mismo valor de relación de compresión. El aumento de la temperatura de entrada siempre beneficia al rendimiento y al trabajo obtenido. sin embargo, los elevados esfuerzos térmicos y mecánicos que deben soportar los alabes ante elevadas temperaturas son el limite tecnológico impuesto. La refrigeración interna de los alabes y los nuevos materiales aleados permiten seguir aumentando esta temperatura. La disminución de la temperatura de admisión al compresor supone mi aumento del rendimiento. El aumento del rendimiento conseguido es mayor que ante un aumento en la misma magnitud de la temperatura de entrada a la turbina.

5.6.8

IDENTIFICACIÓN DE TURBINAS DE GAS EN EL MERCADO

Ilustración 10. Características de Turbina de Gas a evaluar. Fuente: Gas Turbine World 2018 GTW Handbook

FABRICANTES DISPONIBLES: SIEMENS, GENERAL ELECTRIC, MITSUBISHI, SOLAR TURBINE, ETC. Ventajas: -

Amplio rango de capacidades (hasta 200 MW)

-

Eficiencia eléctrica de hasta 40% Posibilidad para implementar CC (ne=60%) y/o cogeneración (ne=85%) Rápida toma de carga (minutos) Bajo costo especifico de inversión (US$/kW instalado)

Desventajas: -

5.7

No recomendable para operar en cargas parciales Altos costos de mantenimiento Horas de operación depende del # de arranques. Gran sensibilidad de la eficiencia y potencia debido a las condiciones ambientales de la ubicación (temperatura y altitud).

Planta de energía diésel

Una estación generadora en la que se usa un motor diesel como motor principal para la generación de energía eléctrica se conoce como central eléctrica diesel. Las plantas de energía diesel producen energía en el rango de 2 a 50 MW. Se utilizan como equipos de reserva para la continuidad del suministro, como hospitales, centrales telefónicas, estaciones de radio, cines e industrias. Son adecuados para la generación de energía móvil y son ampliamente utilizados en ferrocarriles, submarinos y barcos. Aplicaciones de la planta de energía diésel    

Se utilizan como estación central para fuentes de alimentación pequeñas o medianas. Pueden utilizarse como plantas de reserva para centrales hidroeléctricas y centrales de vapor para servicios de emergencia. Se pueden utilizar como plantas de carga máxima en combinaciones con plantas térmicas o hidroeléctricas. Son muy adecuados para la generación de energía móvil y son ampliamente utilizados en sistemas de transporte como automóviles, ferrocarriles, aviones y barcos.



Hoy en día, el corte de energía se ha convertido en una característica habitual de las industrias. La única solución para superar esta dificultad es instalar grupos electrógenos diesel.

Las centrales eléctricas diesel se utilizan principalmente en los campos mencionados a continuación. 1. Planta de carga máxima: las plantas diesel se utilizan en combinación con plantas térmicas o hidroeléctricas como plantas de carga máxima. Esta planta es particularmente preferible como planta de carga máxima, ya que puede iniciarse rápidamente y no tiene pérdidas en espera, como en el caso de las plantas térmicas donde las calderas siempre deben mantenerse calientes. 2. Plantas móviles: las plantas diésel móviles montadas en patines o remolques pueden usarse con fines temporales o de emergencia, como para suministrar energía a grandes obras de ingeniería civil para complementar los sistemas de suministro de electricidad que están temporalmente sin energía. 3. Unidades de reserva: pueden utilizarse como una unidad de reserva para suministrar carga parcial cuando sea necesario. Por ejemplo, esto se puede usar con una planta hidroeléctrica como unidad de reserva. Si el agua disponible no es suficiente debido a la reducción de la lluvia, una estación de diesel suministra energía en paralelo con la estación hidroeléctrica. El uso se hace temporalmente hasta que el agua esté disponible para llevar la carga completa.

4. Planta de emergencia: las plantas utilizadas para fines de emergencia se encuentran en unidades de reserva, normalmente inactivas, pero se utilizan cuando la interrupción de la energía implica pérdidas financieras o peligros en procesos industriales clave, iluminación de túneles y salas de operaciones de hospitales. También se utilizan para telecomunicaciones y suministro de agua en condiciones de emergencia. 5. Estación de guardería: cuando la planta de diesel se utiliza para suministrar energía a una ciudad pequeña en ausencia de la red principal y que se puede mover a otra área que necesita energía a pequeña escala cuando la red principal está disponible, se conoce como " Estación de guardería ". La red principal no puede extenderse a todos los rincones del país hasta que haya suficiente carga. Muchas veces la extensión de la red no es posible debido a las dificultades de construcción como en Assam. La unidad diésel de pequeña capacidad se puede instalar para suministrar la carga a una pequeña ciudad durante el proceso de desarrollo y se puede retirar a otro lugar requerido hasta que esté disponible la red principal para aprovechar la energía. 6. Estaciones de inicio: las unidades diesel se utilizan para ejecutar los auxiliares para iniciar las grandes plantas de vapor. 7. Estaciones centrales: se puede usar como estación central donde la capacidad requerida es pequeña (5 a 10 MW). El límite generalmente se decide por el costo de la planta y las condiciones locales con respecto a la disponibilidad de combustible y agua, los requisitos de espacio y la no disponibilidad de la red. Las unidades de suministros pequeños para fines comerciales y servicios públicos, por ejemplo, salas de cine, hospitales y municipios, se utilizan comúnmente en la práctica.

5.8

PARTES DE LA PLANTA DE ENERGÍA A DIESSEL

MOTOR: Este es el componente principal de la planta que desarrolla la energía requerida. El motor está generalmente acoplado directamente al generador. Generalmente clasificado como motor de dos tiempos y motores de cuatro tiempos. Motor y sistema de admisión de aire. 

Motor

Este es el componente principal de la planta que desarrolla la potencia requerida. El generador eléctrico suele estar acoplado directamente al motor. 

Sistema de Entrada de aire

El sistema de admisión de aire transporta aire fresco a través de tuberías o conductos hasta (i) colector de admisión de aire del motor de 4 tiempos (ii) la entrada de la bomba de eliminación de un motor de dos tiempos (iii) la entrada del sobrealimentador de un motor sobrealimentado. Filtro de aire y sobrealimentador  El filtro de aire se utiliza para eliminar el polvo del aire que toma el motor.  El sobrealimentador se utiliza para aumentar la presión del aire suministrado. Sistema de Entrada de aire El aire primero se aspira a través de un filtro para atrapar la suciedad o las partículas que pueden causar un desgaste excesivo en los cilindros. Los filtros pueden ser de los siguientes tipos:  

Tipo seco (papel, tela, fieltro, lana de vidrio, etc.) Tipo húmedo (tipo de impacto de aceite, tipo de baño de aceite donde el aceite ayuda a atrapar partículas)

Deben tomarse las siguientes precauciones al diseñar los sistemas de admisión de aire.     

La toma de aire debe estar ubicada fuera de la sala de máquinas. La entrada de aire no debe ubicarse en lugares confinados para evitar vibraciones acústicas indeseables. La caída de presión en la línea de admisión de aire debe ser mínima para evitar la inanición del motor. Los filtros de aire deben ser accesibles para la limpieza periódica. En algunos casos, se puede introducir un silenciador para evitar que el ruido del motor alcance el aire exterior.

Sistema de lubricación Incluye las bombas de aceite, los tanques de aceite, los filtros, los enfriadores y las tuberías de conexión. El propósito del sistema de lubricación es reducir el desgaste de las piezas móviles del motor. Parte del cilindro, como el pistón, los ejes y las válvulas, debe estar lubricado. El lubricante se enfría antes de la recirculación. La lubricación también ayuda a enfriar el motor. Las siguientes son las funciones importantes de un sistema de lubricación.  LUBRICACIÓN: para mantener las piezas deslizándose libremente, reduciendo la fricción y el desgaste.  ENFRIAMIENTO: Para mantener las superficies frescas quitando parte del calor causado por la fricción.  LIMPIEZA: Para mantener los cojinetes y aros de pistón limpios.  SELLADO: Para formar un buen sello B / W los anillos de pistón y las paredes del cilindro.  REDUCCIÓN DEL RUIDO: para reducir el ruido del motor al absorber las vibraciones.

Sistema de combustible

Incluye el tanque de almacenamiento, la bomba de combustible, la bomba de transferencia de combustible, los filtros y el calentador. La bomba extrae diesel del tanque de almacenamiento al tanque de día a través del filtro El tanque diurno generalmente se coloca alto para que el diesel fluya hacia el motor por gravedad. El diesel se filtra antes de ser inyectado en el motor por la bomba de inyección de combustible.

El sistema de inyección de combustible realiza las siguientes funciones.        

Filtrar el combustible Medir la cantidad correcta del combustible a inyectar. Tiempo del proceso de inyección. Regular el suministro de combustible. Asegurar la atomización fina de fuel oil Distribuir adecuadamente el combustible atomizado en la cámara de combustión. El aceite se atomiza ya sea por chorro de presión o por chorro de presión. En la atomización a presión, el aceite es forzado a fluir a través de boquillas de pulverización a una presión superior a 100 bar. Se le conoce como inyección de sólidos.

Sistema de refrigeración El sistema de enfriamiento consiste en una fuente de agua, una bomba y torres de enfriamiento. La bomba hace circular el agua a través del cilindro y la camisa de la cabeza. El agua quita calor del motor y se calienta. El agua caliente se enfría mediante torres de refrigeración y se recircula para su refrigeración. La temperatura de los gases calientes dentro del cilindro puede ser tan alta como 2750 c. Si no hay enfriamiento externo, las paredes del cilindro y el pistón tenderán a asumir la temperatura promedio. de los gases. El enfriamiento es necesario porque:  Para evitar el deterioro o la combustión del aceite lubricante.  La resistencia de los materiales utilizados para varias piezas del motor disminuye con el aumento de la temperatura. El estrés térmico local puede desarrollarse debido a la expansión desigual de varias partes.  Incremento en pre-ignición y golpes.  Debido a la alta temperatura de culata. La eficiencia volumétrica y, por tanto, la potencia O / P del motor se reducen.

Sistema de escape  Los gases de escape que salen del motor son muy ruidosos. Para reducir el ruido se utiliza un silenciador.  Esto incluye los silenciadores y conductos de conexión.  Los gases de escape que salen del motor son muy ruidosos.  silenciador (silenciador) se proporciona para reducir el ruido.

 El tubo de escape que sale del edificio debe tener una longitud corta con un número mínimo de curvas para proporcionar la menor pérdida de presión posible.  Se pueden agregar tubos flexibles en el tubo de escape para solucionar desalineaciones y expansión / contracción y también para aislar el sistema de las vibraciones del motor.  Cada motor debe tener su sistema de escape independiente.  Donde sea posible, la recuperación del calor del escape debe hacerse para mejorar la eficiencia térmica de la planta. Por ejemplo, calentamiento de aire, generación de vapor a baja presión en una planta de energía diesel-vapor, etc.

Sistema de gobierno La función del sistema de gobierno es mantener la velocidad del motor, esto se hace generalmente variando el suministro de combustible al motor según la carga.

VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LA CENTRAL ELÉCTRICA DIESEL VENTAJAS       

Diseño simple y diseño de planta. Ocupa menos espacio y es compacto. Se puede iniciar rápidamente y recoge la carga en poco tiempo. Requiere menos agua para enfriar Eficiencia térmica mejor que la de la central de vapor del mismo tamaño. No hay problema de manejo de cenizas Se requiere menos trabajo de operación y supervisión

DESVENTAJAS       5.8.1

Altos cargos de funcionamiento debido al costoso precio del diesel. Genera pequeña cantidad de energía. Coste de lubricación muy alto. Los gastos de mantenimiento son generalmente altos Problema de ruido La capacidad está restringida. No puede ser de tamaño muy grande. IDENTIFIACIÓN DE MOTORES DIESEL EN EL MERCADO

FABRICANTES DISPONIBLES WARTSILA, MAN, CATERPILLAR, ETC. Ventajas: -

Eficiencia eléctrica de hasta 45% Recomendable para operar en cargas parciales Posibilidad para implementar cogeneración (ne=80%) Rápida toma de carga (segundos) Bajo costo especifico de inversión (US$/kW instalado) No es afectado por las condiciones ambientales de la ubicación (temperatura y altitud).

Desventajas: 5.8.1.1

Capacidad limitada (unidades menores a 20MW), aunque es posible realizar configuraciones para mayores capacidades. Altos costos de mantenimiento Análisis de CATERPILLAR 3516B 60HZ.

Los Grupos Electrógenos Diésel 3516B están fabricados para cumplir con las aplicaciones esenciales, continuas, de respaldo y principales. Con una producción de corriente eléctrica fiable de 1.640 a 2.250 ekW a 60 Hz, los grupos electrógenos están diseñados para cumplir con los requisitos ISO 8528-5 de respuesta transitoria y aceptar un 100 % de carga nominal en un paso. Nuestros sistemas de control integrado lo mantiene conectado por medio de opciones de monitoreo in situ y remoto.

Ilustración 17. CATERPILLAR 3516B.

5.9

SELECCIÓN DE LA TECNOLOGIA

5.9.1 Tiempo de arranque: Las plantas de energía que se puedan arrancar en minutos son activos importantes para equilibrar las cargas del sistema eléctrico y mantener la confiabilidad de la red. La tecnología de generación afecta el tiempo requerido para que una planta de energía arranque y alcance la carga completa. Si bien las turbinas de gas de ciclo combinado pueden tardar más de 15 minutos en arrancar, las centrales eléctricas de motores de combustión pueden arrancar y alcanzar una carga completa en menos de 5 minutos, lo que brinda una capacidad flexible de arranque rápido.

5.9.2

Eficiencia:

Si agregamos la consideración particular de las eficiencias de carga parcial para una sola máquina, podemos ver claramente la diferencia de eficiencia entre las tecnologías de la competencia donde los motores de gas se ven significativamente menos afectados por la reducción de la demanda de carga.

5.9.3

Efecto de altitud:

La creciente necesidad de poder flexible en todo el mundo, a menudo en climas difíciles, hace que el rendimiento de la planta de energía en condiciones variables sea una consideración importante en la selección de tecnología. Como los motores de combustión son menos sensibles a la temperatura y la humedad.

5.9.4

Años de vida de una turbina:

5.9.5

Costo de capital:

5.9.6

Costos de operación y mantenimiento:

Estos costos son los que se dan desde la puesta en marcha del proyecto hasta el final de su vida útil. Aquí se tienen los siguientes costos de O&M variable y fijos, notándose que para el motor a gas el $/kWh será relativamente menor en comparación a la turbina a gas para una potencia aproximada de 10MW.

COSTOS VARIABLES DE O&M  REG: $0.005/Kwh - $0.020/Kwh  CTG: $0.007/kWh - 0.011/kWh 5.9.7

Emisiones

5.10 METODOS DE FACTORES PONDERADOS A

B 0

C 1 1

D 1 0 1

A B C D

1 0 0

0 1

0

E

1

0

0

1

F

0

0

0

0

A: TIEMPO DE ARRANQUE D: COSTO DE O&M

E 0 1 1 0

F 1 1 1 1

TOTAL 3 4 3 2

PESO 0.3 0.4 0.3 0.2

1

3

0.3

0 15

0

SUMA

0

B: EFICIENCIA E: COSTO DE CAPITAL

C: EFECTO DE LA ALTITUD F: EMISIONES

Análisis cuantitativo para el Motor FACTOR

DESCRIPCIÒN

A

TIEMPO DE ARRANQUE

B

EFICIENCIA

C

EFECTO DE LA ALTITUD

D

COSTO DE O&M ($/KW)

E

COSTO DE CAPITAL ($/KW)

F

EMISIONES (Ib/MMBTU) - Nox

VALORACIÒN

ESCALA

CALIFICACIÒN

Tiempo menor a 5 minutos Tiempo de 5 a 20 minutos 20 a mas minutos Eficiencias mayores a 50% Eficiencias entre 35 y 50% Eficiencias entre 25 y 35% Altitudes de 0 a 200 m.s.n.m Altitudes de 200 a 400 m.s.n.m Altitudes mayores a 400 m.sn.m Costos entre 0.010 a 0.020 $/KW Costos entre 0.020 a 0.035 $/KW Costos entre 0.035 a 0.050 $/KW Costos entre 400 a 600 $/KW Costos entre 600 a 800 $/KW Costos entre 800 a 1000 $/KW 0.1 - 0.2 0.2 - 0.4 0.4 - 0.7

0.8 a 1 0.5 a 0.7 0 a 0.4 0.8 a 1 0.5 a 0.7 0 a 0.4 0.8 a 1 0.5 a 0.7 0 a 0.4 0.8 a 1 0.5 a 0.7 0 a 0.4 0.8 a 1 0.5 a 0.7 0 a 0.4 0.8 a 1 0.5 a 0.7 0 a 0.4

0.9

0.65

VALOR

PESO POR FACTOR

VALOR FINAL

0.9

0.3

0.27

0.65

0.4

0.26

1

0.3

0.3

0.85

0.2

0.17

0.6

0.3

0.18

0.3

0

0

1

0.85

0.6

0.3 SUMA

1.18

Resultado final = 1.09 Análisis cuantitativo para la Turbina FACTOR

DESCRIPCIÒN

A

TIEMPO DE ARRANQUE

B

EFICIENCIA

C

EFECTO DE LA ALTITUD

D

COSTO DE O&M ($/KW)

E

COSTO DE CAPITAL ($/KW)

F

EMISIONES (Ib/MMBTU) - Nox

VALORACIÒN

ESCALA

Tiempo menor a 5 minutos Tiempo de 5 a 20 minutos 20 a mas minutos Eficiencias mayores a 50% Eficiencias entre 35 y 50% Eficiencias entre 25 y 35% Altitudes de 0 a 200 m.s.n.m Altitudes de 200 a 400 m.s.n.m Altitudes mayores a 400 m.sn.m Costos entre 0.010 a 0.020 $/KW Costos entre 0.020 a 0.035 $/KW Costos entre 0.035 a 0.050 $/KW Costos entre 400 a 600 $/KW Costos entre 600 a 800 $/KW Costos entre 800 a 1000 $/KW 0.1 - 0.2 0.2 - 0.4 0.4 - 0.7

0.8 a 1 0.5 a 0.7 0 a 0.4 0.8 a 1 0.5 a 0.7 0 a 0.4 0.8 a 1 0.5 a 0.7 0 a 0.4 0.8 a 1 0.5 a 0.7 0 a 0.4 0.8 a 1 0.5 a 0.7 0 a 0.4 0.8 a 1 0.5 a 0.7 0 a 0.4

CALIFICACIÒN

VALOR

PESO POR FACTOR

VALOR FINAL

0.6

0.6

0.3

0.18

0.4

0.4

0.16

0.1

0.3

0.03

0.85

0.2

0.17

0.6

0.3

0.18

0.3

0

0

0.4

0.1 0.85

0.6 0.9

SUMA

0.72

Resultado final = 0.82

Después de evaluar los criterios más importantes mediante el método de los factores ponderados se determinó que la tecnología más adecuada para nuestro proyecto será la de un Motor.

6

PARAMETROS TÉRMICOS DE LA PLANTA

En el presente capítulo se introducirán las ecuaciones termodinámicas y el balance de energía del ciclo diésel. Posteriormente se definirán las variables de operación de la planta, las cuales determinan el trabajo específico de las unidades motrices y principalmente la eficiencia de la planta.

6.1

CICLO DIESEL

Como ya es sabido la planta dispondrá de cuatro (04) unidades motor de combustión interna que operarán bajo un ciclo diésel. Todas unidades desarrollaran el mismo ciclo termodinámico. A continuación, la ilustra el proceso de la planta motor diésel:

Los parámetros internos del motor son:  MOTOR Marca ...................................................... CATERPILLAR Modelo .................................................... 3516 DITA Tipo de combustible .................................. Gas-oil Número de cilindros .................................. 16 Disposición ............................................... En V Diámetro .................................................. 170 mm Carrera .................................................... 190 mm Cilindrada ................................................. 69 litros Relación de compresión ............................. 13,5:1 Aspiración ................................................ Turboalimentado y Postenfriado Refrigeración ............................................ Circuito combinado JWAC

Velocidad ................................................. 900 rpm Potencia al volante (sin ventilador) ............. 1569 kWm  SISTEMA DE ADMISIÓN Volumen de aire de combustión ................. 118,4 m3 /min  SISTEMA DE REFRIGERACIÓN Volumen de agua incluido el radiador ......... 398 litros Volumen de agua sin radiador .................... 233 litros Caudal de aire del radiador ........................ 1998 m3 /min Restricción de aire del ventilador ................ 0,12 kPa Potencia consumida por el ventilador .......... 42 kW Capacidad ambiente a 300 m…………………….. 50ºC  SISTEMA DE ESCAPE Caudal de gases de escape ........................ 305,1 m3 /min Temperatura gases de escape .................... 488,2 ºC Contrapresión máxima de escape ............... 6,7 kPa. Contrapresión de diseño de escape ............ 2,5 kPa Pérdida de carga en silencioso ................... 0,69 kPa Caterpillar 3516 PKG Servicio Principal 1825 kVA PR 1825 - V. 06/12 3516_PGDI_182550P01 7 - 9 Diámetro interno de brida de escape .......... 203,2 mm Longitud de adaptador Y de escape ............ 750 mm Contrabrida salida adaptador Y .................. DIN 2576 - DN400 (16")  SISTEMA DE COMBUSTIBLE Temperatura máxima retorno de combustible sin pérdida de potencia ........... 38 ºC  SISTEMA DE LUBRICACIÓN Capacidad del cárter de aceite ................... 401,3 litros Tipo de aceite recomendado ...................... API CI-4 y normativa Caterpillar ECF-2 SISTEMA DE ARRANQUE Tensión de baterías ................................... 24 Vcc GENERADOR  DATOS GENERALES Marca ....................................................... CATERPILLAR Modelo .................................................... SR5 Potencia ................................................... 1825 kVA Velocidad ................................................. 1800 rpm Frecuencia ............................................... 60 Hz Tensión .................................................... 440 V. Trifásico

Factor de potencia .................................... 0,8 Interruptor tetrapolar de salida .................. 3200 A Constancia de tensión ............................... ± 0,5% Ajuste de tensión ...................................... ± 5% Aislamiento .............................................. Clase H con tropicalización y antiabrasión Protección ................................................ IP23 Número de cojinetes ................................. 1 Factor de influencia telefónica .................... < 50 Desviación de onda ................................... < 5% Rendimiento ............................................. 95,5 % Reactancia subtransitoria directa (X"d) ....... 12,43 % Relación de cortocircuito ........................... 0,39 CONJUNTO MOTOR ALTERNADOR  CONDICIONES DE TRABAJO Calor absorbido en agua de refrigeración..... 953 kW Calor residual en el escape ........................ 1386 kW Calor radiado (motor + generador) ............ 236,5 kW Consumo de combustible 100% carga ............................................. 382,8 l/h Caterpillar 3516 PKG Servicio Principal 1825 kVA PR 1825 - V. 06/12 3516_PGDI_182550P01 8 - 9 75% Carga ............................................... 292,1 l/h 50% Carga ............................................... 209,8 l/h Consumo específico de combustible ............ 208 g/kWmh

Los parámetros ambientales analizados son: PARÁMETROS AMBIENTALES Presión atmosférica Temperatura Humedad relativa

DATOS 998.5 19.75 4.10

Los procesos termodinámicos del ciclo diésel son los siguientes:

UNIDAD mbar °C g/kg

Gráfico 1. Proceso Diesel

(0 – 1) Carrera de admisión o aspiración: (1 –2) Compresión adiabática: Idealmente el proceso es isentrópico (entropía constante) El volumen del cilindro se reduce:

Ecuación 1. Reducción del volumen de cilindro

La temperatura al final de la compresión:

Ecuación 2. Temperatura al final de la compresión

La presión al final de la compresión, mediante ley de gases ideales:

Ecuación 3. Presión al final de la compresión

(2 – 3) Expansión isóbara: Calentamiento instantáneo de la sustancia a presión constante. Se mantiene la presión, pero el volumen aumenta (aire + combustible). La presión se mantiene constante: El volumen en C: La temperatura en C:

(3 – 4) Expansión adiabática: idealmente el proceso es isentrópico.

Volumen en D es igual en A, la temperatura será:

Ecuación 4

Presión en este estado:

Ecuación 5.

(4 – 1) Rechazo o expulsión instantánea del calor a volumen constante: Se mantiene constante el volumen, pero existe una transferencia de calor inmediatamente a través de las paredes desde adentro de la cámara de combustión hacia fuera de la misma. (1 – 0) Carrera de escape: Se abre la válvula de escape para la eliminación de los gases quemados producidos en la combustión, además se cede el calor a la atmósfera. Eficiencia del ciclo En función de los volúmenes:

En función de temperaturas:

Donde: r: Razón de compresión rc: Relación de combustión y: proporción entre las capacidades caloríficas Para determinar la eficiencia indicada y del consumo de combustible utilizamos las siguientes expresiones 𝑔𝑒 ∗ 𝑁𝑟𝑒𝑞𝑢𝑒𝑟𝑖𝑑𝑜 3600 𝐺𝑐 = 𝑛𝑒 = 1000 𝑔𝑒 ∗ 𝐻𝑢 Adicionalmente para determinar la masa de aire empleamos la siguientes formulas Determinación de la temperatura y densidad del aire a la salida del turbocargador. 𝑛−1 𝑛

𝑃𝐾 𝑇𝐾 = 𝑇0 ∗ ( ) 𝑃0

𝜌𝐾 =

𝑃𝐾 𝑇𝐾 ∗ 𝑅

Potencia efectiva en función de la eficiencia volumétrica 𝐻𝑢 ∗ 𝑛𝑒 ∗ 𝜌𝑘 ∗ 𝑛𝑣 𝑛 𝑁𝑒 = ( ) ∗ 𝑉𝐻 ∗ 𝑙𝑘 ∗ 𝛼 120 Cálculo del flujo de aire

𝑛𝑣 =

𝑚̇𝑟𝑒𝑎𝑙 𝑛 𝑉𝐻 ∗ 𝜌𝑘 ∗ 120

CASO: COMBUSTIBLE DIESEL Disponemos de los siguientes datos: PARAMETRO Poder Calorífico Inferior Densidad Diésel Densidad del aire Relación aire combustible Coeficiente de exceso de aire Índice politrópico de compresor Temperatura de ingreso (20°C) Presión de ingreso Cilindrada total Relación de compresión

DATOS 42700 850 1.225 14.5 1.8 1.34 293 958 0.708 13.9

UNIDAD kJ/kg Kg/m3 Kg/m3 Kg/kg

K mbar m3

Empleando las ecuaciones anteriormente establecidas, los resultados obtenidos son: RESULTADOS Eficiencia Potencia del motor Heat Rate Consumo de combustible (Gc) Consumo especifico de combustible (ge) Temperatura de aire (ingreso al compresor) Temperatura de aire (salida del compresor) Temperatura de aire de ingreso (salida del intercooler) Presión de aire de ingres (salida de intercooler) Presión máxima de combustión Temperatura de gases de escape (entrada de turbo) Temperatura de gases de escape (salida de turbo) Presión de gases de escape (entrada de turbo) Presión de gases de escape (salida de turbo)

DATOS 0.4642 1.80 7754.32 2092 181.6

UNIDAD

20 240 40.7 3.961 246 518 305 2.871 0.03

°C °C °C bar bar °C °C bar bar

MW kJ/kWh kg/h g/kWh

La potencia es: 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 = 𝑚̇ 𝑐𝑜𝑚𝑏𝑢𝑠𝑡𝑖𝑏𝑙𝑒 ∗ 𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 ∗ 𝑃𝑜𝑑𝑒𝑟 𝑐𝑎𝑙𝑜𝑟𝑖𝑓𝑖𝑐𝑜 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 = 2092 ∗ 0.4642 ∗ 42.7 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 = 1.80 𝑀𝑊

6.2 Derrateo de potencia efectiva y Heat Rate De los datos del capítulo “Ubicación”, se toma los valores de temperatura promedio anual, presión atmosférica promedio anual y humedad relativa promedio anual. Temperatura promedio anual 19.75 °C

Presión promedio anual 998.5 mmHg

Humedad promedio anual 83 %

Los factores de corrección a las condiciones ambientales de la planta ya fueron determinados y son: 𝒇𝒕𝟏 = 𝟏 𝒇𝒕𝟐 = 𝟏 𝒇𝒕𝟑 = 𝟏 La potencia efectiva real y el heat real son: HR (real) = 𝐻𝑅 ∗ 𝑓𝑡1 ∗ 𝑓𝑡2 ∗ 𝑓𝑡3 Pe (real) = Pe ∗ ft1 ∗ ft2 ∗ ft3 Reemplazando valores: HR (real) = 𝟕𝟕𝟓𝟒. 𝟑𝟐𝐊𝐉/𝐊𝐖𝐡 P. efectiva = 𝟏𝟏. 𝟓𝟐 𝐌𝐖

6.3

BALANCE TERMICO EXTERIOR – DIAGRAMA SANKEY

En la siguiente ilustración se puede apreciar las distintas perdidas de potencia que sufre el motor al tratar de transmitir la energía que ha generado. El porcentaje de dichas perdidas se ha estimado en el siguiente cuadro.

Diagrama Sankey de la planta de motor diésel:

Potencia Interna de Combustible = 31.072

Potencia del motor/ eje

(28%)Pérdida por sistema de refrigeración = 8.7

13.17 MW (39%)Pérdida por gases de escape y combustión incompleta = 8.725 (3.5%)Pérdida Indeterminada/ otros = 0.477 M (3%)Pérdidas en generador = 0.395 MW

Potencia Eléctrica

12.775 MW

7 7.1

Costo de inversión y mantenimiento

Costos de operación y capital

Las inversiones en bienes de capital, gastos en capital, capex (contracción del inglés capital expenditure) o CAPEX son inversiones de capital que crean beneficios. Un CAPEX se ejecuta cuando un negocio invierte en la compra de un activo fijo o para añadir valor a un activo existente con una vida útil que se extiende más allá del año imponible. Los capexson utilizados por una compañía para adquirir o mejorar los activos fijos tales como equipamientos, propiedades o edificios industriales. En contabilidad, los CAPEX se incluyen en una cuenta de activos (capitalización) incrementando el valor base del activo (el costo o valor de un activo ajustado por motivos impositivos). A fines impositivos, los CAPEX son costos que no pueden ser deducidos en el año en el cual son efectuados y deben ser capitalizados. La regla general es que, si la propiedad adquirida tiene una vida útil mayor del año imponible, el costo debe ser capitalizado. Los desembolsos relacionados con los CAPEX se amortizan o deprecian a lo largo de la vida útil del activo en cuestión. Tal y como se ha explicado anteriormente, los CAPEX crean o aumentan la base del activo o propiedad, la cual una vez ajustada, determinará la base impositiva en caso de venta o transferencia. Generalmente se realizan para: 1. Solucionar problemas con un activo que existían antes de su adquisición. 2. Preparar un activo para utilizarlo en un negocio. 3. Incluir los costos legales de establecer o mantener los derechos de propiedad sobre un determinado activo. 4. Incluir la restauración de una propiedad o la adaptación a un uso nuevo. 5. Comenzar un nuevo negocio. Una pregunta común es cuándo deben ciertos costos ser capitalizados y cuándo gastados. Los costos que son gastos aparecen simplemente en el estado de resultados o informe de pérdidas y ganancias como costos de un mes en particular; los costos que serán capitalizados sin embargo, aparecen como amortización a lo largo de varios años.

7.2

Implementación del sistema de Peak Shaving

En base al historial de la potencia en hora punta de los últimos 2 años se ha visto por conveniente acoplar 7 unidades del generador Diesel Caterpillar 3516B, cuya potencia unidad es de 1.825 MW haciendo una potencia instalada total de 12.775 MW.

El fabricante brinda la variación de consumo de combustible en función al porcentaje de carga el cual será necesario para calcular los consumos mensuales de combustible.

Para obtener el consumo y precio del Diesel B5 se ha considerado un precio de 9.5 soles/gal utilizando como referencia los precios declarados en el COES por centrales de generación térmica. Link: https://www.coes.org.pe/Portal/Operacion/costocombustible/index

Energía HP (MWh) 908.719 1093.362 953.625 900.251 980.699 964.473 1040.296 1027.408 948.835 1149.168 1044.705 1017.261 953.285 1024.462 910.264 851.914 866.913 957.911 1054.410 1012.903 973.755 1152.310 1054.492 1129.748

Pot. Prom. (MW) 7.573 9.111 7.947 7.502 8.172 8.037 8.669 8.562 7.907 9.576 8.706 8.477 7.944 8.537 7.586 7.099 7.224 7.983 8.787 8.441 8.115 9.603 8.787 9.415

% carga 59.277 71.322 62.206 58.725 63.973 62.914 67.860 67.019 61.894 74.962 68.148 66.358 62.184 66.827 59.378 55.572 56.550 62.486 68.781 66.073 63.520 75.167 68.786 73.695

Consumo (gal/h) 83.441 98.424 87.085 82.754 89.282 87.965 94.118 93.072 86.696 102.953 94.476 92.249 87.057 92.833 83.566 78.831 80.048 87.433 95.263 91.895 88.718 103.226 95.270 101.377

Consumo (gal) 10012.894 11810.903 10450.182 9930.432 10713.819 10555.817 11294.162 11168.664 10403.534 12354.328 11337.098 11069.850 10446.872 11139.972 10027.942 9459.738 9605.802 10491.915 11431.598 11027.415 10646.204 12387.169 11432.401 12165.227 Promedio anual

Precio (soles) 95122.491 112203.576 99276.729 94339.108 101781.285 100280.264 107294.541 106102.306 98833.575 117366.114 107702.431 105163.573 99245.285 105829.738 95265.445 89867.510 91255.115 99673.194 108600.183 104760.438 101138.940 117678.104 108607.805 115569.657 1241478.704

Se considerará también un gasto de operación y mantenimiento anual de 1 millón de soles, el cual sumado al gasto de combustible haría un total de S/ 2,241,478.704. Se ha utilizado como referencia la inversión realizada en la Central Termoeléctrica de Puerto Maldonado donde se instalaron 11 de éstos equipos, haciendo una inversión total aproximada de

31 millones de soles. Estimamos que la inversión de 7 de estos equipos en la ciudad de Lima sería de 17 millones de soles aproximadamente.

Para poder evaluar la rentabilidad de la implementación del sistema de Peak Shaving es necesario compararlo con los precios de potencia y energía obtenidos en la página web del COES.

Finalmente se toma un valor promedio del precio total en hora punta de S/ 3,613,349.89, el cual se comparará con los precios anualizados de la implementación del sistema de Peak Shaving. Se puede demostrar que entre el año 12 y 13 el sistema Peak Shaving se vuelve más rentable que el suministro energético convencional.

Personal Anual

Nros Empleados

Costo S/./año

Gerenciamiento Gerente de Planta incl. Seguridad y M. Ambiente

1

120000

Gerente de Producción

1

72800

Supervisor de turno

4

210413

Operador Auxiliar

4

190862

Operador de Equipamiento

4

148595

Asistente Administrativo, Compras y Archivo

1

42390

Mecánico de Mantenimiento

1

52104

Soldador por jornal

1

47840

Electricista por jornal

1

48776

Técnicos de I&C (2)

2

133120

Personal Total Tiempo Completo

22

Personal por turno

Personal Horario

Costo Directo Total Planilla Costos adicionales planilla % Sobretiempos programados Sobretiempos no programados Costo Total del Personal

1066900 32%

341408 90728 100029 1,599,065

S/./año

O&M de Equipamiento Combustible y lubricante de equipo rodante y caldera

208000

Servicio técnico y soporte externo

300000

Pruebas, análisis Lab. externo, análisis agua interno y servicio de ensayos.

25000

Viajes, entrenamiento y seguridad

50000

Servicio de limpieza

6000

Consumibles de oficina

4000

Consumibles de la planta y trat. de agua

150000

Reemplazo de herramientas y equipos

15000

Teléfono, correo y servicio express

12000

Embarque de piezas y materiales

150000

Agua- Costos no incluidos en Mant. & Central

0

Costos por repuestos & mantenimiento +Reserva anual de $500,000

2650000

Tratamiento de desechos

75000

Alquiler de terreno

0

Seguros (incendio, Accidentes)

250000

Total O&M

3827500

Impuestos

0

Contingencias varias Total Anual O&M Costos incluyen mano de obra Costo O&M por kWh generado

5%

271330 5697895 7,3

8

CONCLUSIONES

En base al analisis económico, la puesta en operación de la Central Térmica se vuelve rentable apartir del año 13.Durante este periódo de tiempo se recupera el costo total de la inversión. Se ha comprobado a través de un estudio técnico y económico que nuestra planta es rentable porque tiene un TIR mayor al 12% además los otros parámetros económicos son favorables. Se ha comprobado que la implementación de una planta a Diesel es mucho más rentable al ser comparada con la turbina a gas en lo que respecta a las condiciones de Peak Shaving. Se comprobó que la ubicación de un Peak Shaving a diésel es posible en espacio dentro de la planta de Backus. Mediante el método de los factores ponderados se determinó que la operación de la Central Térmica con un motor a combustión interna es mucha mas favorablle que una con turbina. Las condiciones climatológicas del espacio geográfico(ATE) favorece mucho a la eficiencia del MCI, debido a que no existe perdidas de potencia por altitud. La capacidad de la central térmica es de 11 MW usando 7 motores marac Caterpillar modelo 3516B.

9

BIBLIOGRAFÍA

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