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• Edson Reyes

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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA AV. TÚPAC AMARU 210 - RIMAC / LIMA 25 – PERÚ

TELEFONO: 481 - 1070

Análisis Técnico – Económico de la central térmica de Santo Domingo de los Olleros.

Termochilca S.A.

CURSO:

Centrales Termoeléctricas

MN163 - A

TEMA:

Análisis Técnico – Económico de la central térmica de Santo Domingo de los Olleros.

ESTUDIANTES:

DOCENTE:

Apolinario Tito, Jeanpierre

20124014H

Córdova Mora, Joao

20120190F

Cueva Díaz, Charly

20122103C

Gonzales Chávez, Salome Lima, 4 de diciembre del 2015

UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA Facultad de ingeniería mecánica Centrales Termoeléctricas

Análisis Técnico – Económico de la central térmica de Santo Domingo de los Olleros.

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Contenido 1.

Introducción ............................................................................................................................................ 3

2.

Objetivos................................................................................................................................................. 4

3.

Termochilca S.A. .................................................................................................................................... 5

4.

Instalaciones ........................................................................................................................................... 6 4.1 Estación de regulación y medición de combustible .............................................................................. 6 4.2 Compresor ............................................................................................................................................ 8 4.3 Cámara de combustión ....................................................................................................................... 10 4.4 Turbina de gas .................................................................................................................................... 12 4.5 Generador síncrono ............................................................................................................................ 14 4.5 Sistemas auxiliares ............................................................................................................................. 16 4.5.1 Sistema de lubricación ..................................................................................................................... 16 4.5.2 Sistema de arranque ......................................................................................................................... 17 4.5.3 Sistema de manejo de válvulas ........................................................................................................ 20

5.

Análisis energético ............................................................................................................................... 22

6.

Análisis Económico .............................................................................................................................. 27

7.

Proyección a ciclo combinado .............................................................................................................. 29

8.

Conclusiones......................................................................................................................................... 37

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1. Introducción Actualmente, la creciente demanda de energía eléctrica, debido al crecimiento económico, nos encamina a acelerar el crecimiento y aumentar la confiabilidad nuestra matriz energética, con el fin de asegurar el suministro de energía y alentar el desarrollo nacional. En este contexto, la construcción y operación de centrales térmicas a base de gas natural es de creciente demanda, ya que el gas natural es combustible limpio y barato. Es en ello donde reside la importancia de hacer un análisis técnico y económico de las centrales termoeléctricas, ya que estos análisis nos brindad la oportunidad de entender cómo se comportan los distintos equipos: basados en sus eficiencias, rangos de operación, condiciones medio ambientales, etc., (análisis técnico) y como se relacionan, estrechamente, con los costos de operación y mantenimiento, costo del combustible y precio de venta de energía eléctrica. El presente documento recoge los análisis anteriormente mencionados de la central térmica de “Santo Domingo de los Olleros”, la cual fue visitada el día 07 de noviembre del presente año, entre las 10:00 y 15:00 horas. Finalmente, debido a las características de la central, que es de ciclo simple, se propone una conversión para ciclo combinado, para la cual se tendrá que adicionar una caldera recuperadora de calor, que alimentará al ser turbo vapor, el cual adicionará 98 MW, aproximadamente, lo cual es reflejo de un aumento del 20% de eficiencia de la planta.

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2. Objetivos  Reconocer los principales parámetros para realizar un estudio energético para la generación de energía eléctrica mediante un ciclo Joule- Bryton.  Reconocer los principales parámetros de operación económica de una central termoeléctrica a gas de ciclo simple.  Realizar un análisis energético económico de la central térmica de Santo Domingo de los Olleros.  Reconocer las partes y procesos principales y auxiliares necesarios para el funcionamiento de la planta.  Obtener los parámetros y datos de operación necesarios para la proyección de la planta a ciclo combinado.  Proyectar la planta para su conversión a ciclo combinado, obteniendo la potencia final de la planta, así como su eficiencia y precio de venta de la energía.

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3. Termochilca S.A. Actualmente, Termochilca S.A.C. se encuentra operando la Central Térmica Santo Domingo de los Olleros, ubicado en el distrito de Chilca (Lima), que en su primera etapa consta de 209 MW de potencia nominal, mediante una turbina a gas del fabricante Siemens de ciclo abierto. La central térmica tiene una potencia instalada de 210 MVA, y una generación de energía de 1,644.4 GWh/año en ciclo abierto. La Central térmica se conecta al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) en la Sub Estación “Nueva Chilca 500 kV”, propiedad de Red de Energía del Perú. La interconexión eléctrica, que incluye el patio de llaves de salida en la Central térmica (Subestación Santo Domingo de los Olleros), una línea de transmisión de aproximadamente 2 km de longitud con una capacidad de 700MVA y la celda de llegada en la Subestación Nueva Chilca 500 kV, ha sido construida por el Consorcio Transmantaro S.A. (CTM) mediante un contrato de servicio de transmisión. El suministro y el servicio de transporte de gas natural desde Camisea hasta el área de ubicación de la Central Térmica Santo Domingo de los Olleros está asegurado mediante los contratos de suministro y transporte con el Consorcio Camisea (Pluspetrol Perú Corporation S.A. y otros) y con la Transportadora de Gas del Perú (TGP) respectivamente, ambos por un servicio bajo la modalidad en firme. El abastecimiento de gas natural desde el gasoducto de TGP se realiza por medio del sistema de distribución de gas, construido y operado por Gas Natural de Lima y Callao (GNLC) con quien Termochilca tiene suscrito un contrato de distribución. Además Termochilca S.A.C. cuenta con una Estación de Calentamiento, Regulación, Medición y Separación (ECRS) necesaria para reducir la presión y acondicionar el gas natural a las condiciones de servicio requeridas por la turbina.

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4. Instalaciones 4.1 Estación de regulación y medición de combustible Actualmente central térmica de Santo Domingo de los Olleros es abastecida con gas natural de Camisea, el cual es proporcionado por un gasoducto de 2 km en baja presión desde el ducto de transporte de gas de TGP hasta la Estación de Regulación y Medición, dentro de las instalaciones de la planta. A continuación se describen los procesos que sigue el gas desde la tubería de llegada hasta el ingreso a la cámara de combustión: Etapa de filtración. P= 60 – 110 bar

Etapa de Medición de Flujo.

Etapa de control de la calidad.

T= 24.7 ◦C

Acondicionamiento de parámetros. T= 26 ◦C P= 37.5 bar

4.1.1 Etapa de filtración En esta etapa se recibe el gas natural de la concesionaria y se le extraen todas las impurezas que pueda contener, como: hidrocarburos, aceites, helio, oxigeno, vapor de agua, etc. El gas es recibido en un rango de presiones que va desde los 60 bar a 110 bar, siendo el valor de 85.7 bar la presión promedio a 24.7 ◦C de temperatura.

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4.1.2 Etapa de Medición de Flujo Luego del filtrado, el gas pasa a ser medido, comparando posteriormente con los valores de consumo entregados por la concesionaria. Este valor oscila entre 48 a 50 mil metros cúbicos por hora.

4.1.3 Etapa de control de la calidad Después de medir la cantidad de gas recibida se procede mediante el proceso de cromatografía. Para determinar naturales, se utiliza casi con exclusividad la técnica de determinar el contenido de inertes e hidrocarburos en el permite determinar el poder calorífico del fluido.

a examinar la calidad del combustible, la composición química de los gases “Cromatografía de gas”. Esto permite orden de 0.001% a 100% mol, lo que

4.1.4 Acondicionamiento de parámetros Después del control de calidad del gas este procede a ser adecuado a las condiciones que la cámara de combustión requiere. Primero se acondiciona a la temperatura de 26◦C a presión constante en calderas de tipo piro tubular, la cual hace circular agua a contraflujo a 59.2 ◦C. Luego, es acondicionado a 37.5 bar mediante válvulas de estrangulación. El sistema acondicionamiento de gas cuenta con dos líneas independientes para los procesos antes mencionados. Dichas líneas trabajan intercaladamente, lo cual aumenta la confiabilidad del sistema, además de contar con una tercera línea de suministro, la cual, es proyectada para la ampliación de la central térmica a ciclo combinado.

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4.2 Compresor El compresor del set turbo gas es del tipo centrífugo y tiene trece etapas de compresión aunque las primeras cuatro etapas son de alabes móviles los cuales re direccionan el flujo de aire dándole así una mayor eficiencia y las demás etapas son fijas por lo que el aire ingresa a 0.9915 bar y sale a 17.63 bar. El aire ante que ingrese al compresor pasa por una etapa de pre filtrado y luego una de filtrado final para tener un ingreso de aire limpio tal como se muestra en la figura.

Etapas de Filtración de Aire Además se extrae una línea de aire caliente del compresor, el cual va a los filtros para calentar el aire de entrada en caso de determinadas condiciones (T80%) donde el aire se satura y se forma hielo en la entrada de la carcasa del compresor.

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Sistema de Calentamiento de Aire de Entrada También el compresor cumple con la función de enfriamiento de componentes estacionarios en la turbina tal como se ve en la figura.

Sistema de Enfriamiento

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4.3 Cámara de combustión La cámara de combustión del set turbo gas es del tipo “can anular” la cual tiene una disposición circular de los 16 combustores, tal como se muestra en la figura.

Disposición “can anular” de los combustores de la cámara de combustión.

Cada uno de los combustores está compuesto de 4 niveles: A, B, C y el nivel piloto. La función del piloto es controlar el nivel de emisiones de NOx, por tanto, es el que controlara el nivel la calidad de la combustión, funcionando casi todo el tiempo en combustión completa, y por tanto, controlando el comportamiento de los otros niveles. Los otros niveles se encargan de brindar la potencia, propiamente dicha, al aire que viene del compresor.

Parte exterior de la cámara de combustión.

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Tubería de ingreso de gas hacia los combustores. Se muestra como es la alimentación de gas para cada uno de los niveles de los combustores:

Alimentación de gas hacia los diferentes niveles de los combustores. Finalmente, el gas es inyecto a 28 bar de presión. El flujo másico de combustible es de 11.4 kg/s para 197 MW en bornes de generación.

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4.4 Turbina de gas La turbina del set turbo gas es alimentado con los gases de combustión que salen de la cámara a aproximadamente una temperatura de 1200 ºC, estos gases atraviesan 4 etapas de expansión para finalmente desarrollar una potencia útil de 480 MW.

Set turbo gas. De izquierda a derecha (Compresor, cámara combustión y turbina).

Los alabes estáticos de la turbina al estar sometidas a las elevadas temperaturas de los gases es necesario instalarle un sistema de refrigeración para evitar la fundición del metal, El sistema de refrigeración consiste en hacer circular aire extraído de las etapas de compresión del compresor y hacerlas circular por los alabes huecos.

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Alabe estático hueco de una etapa de la turbina

Alabes fijos de turbina

Esquema: alimentación de aire para refrigeración de los alabes de la turbina

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4.5 Generador síncrono El generador instalado en la central es SGEN6 – 1000A OAC (SIEMENS), entrega una potencia de 200 MW. Gira a una revolución de 3600 RPM y entrega la energía eléctrica a un nivel de 16.5 kV el cual luego es elevado a 500 Kv.

Generador SGEN6 1000 – 210 MVA 60 Hz 16.5 kV El generador posee dos polos en el rotor y los bobinados del estator están desfasados 120 grados para generar una corriente trifásica. El sistema de excitación del se hace mediante una fuente de corriente continua, el cual posee un regulador de tensión para regular la potencia del generador que se inyecta a la Red eléctrica Nacional conectado.

Estator del generador

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Rotor del generador El generador es refrigerado mediante un sistema OAC (Open air cooler) que consiste en la circulación de aire a través de los componentes del generador.

Ductos de refrigeración por aire

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4.5 Sistemas auxiliares 4.5.1 Sistema de lubricación Básicamente existen dos tipos de sistemas de lubricación para el set turbo gas: el sistema lift (levante) y el lube (lubricación). Principalmente se lubrican los seis cojinetes que soportan el eje de equipo.

Sistema de levante Este sistema se usa cuando el set turbo gas se encuentra parado, en la secuencia de encendido y durante parte de la etapa de virado. Sirve para “levantar” el eje del equipo cuando este no se encuentra en la velocidad nominal de 3600 rpm. Con este sistema, se evita que el peso del eje deforme a los cojinetes durante la parada del equipo, y durante la etapa de virado, evita el rozamiento metal con metal entre los componentes del cojinete. Este sistema es aplicado a 4 cojinetes, tal como se muestra en la imagen:

Sistema de aceite lift

Sistema de lubricación Este sistema se usa cuando el equipo se encuentra en movimiento. Se encarga de lubricar todos los cojinetes que soportan el peso del eje principal, los cuales son seis en suma. Evitan el rozamiento de metal con metal, ya que el aceite crea una capa que mantiene a “flote” el eje. Luego de que el aceite recorre el cojinete, es extraído y enfriado en un intercambiador de calor, mediante dos ventiladores. La temperatura normal de trabajo es de 68 ◦C, y luego del intercambiador, ingresa al sistema a 52.6◦C.

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Sistema de lubricación

4.5.2 Sistema de arranque La unidad GT1 opera a una revolución de 3600 RPM, la central debe seguir una serie de pasos para poder llegar a esas revoluciones. El tiempo que demora en llegar es aproximadamente de 20 minutos. A continuación, se describirá el proceso:  20 segundos:   40 segundos:     60 segundos:   250 segundos:   

Da inicio al arranque de la turbina y se prueba la bomba de emergencia. Se inicia el SFC (Convertidor estático de frecuencia) El generador se hace funcionar como un motor. Se alimenta al estator con una fuente externa de tensión (SFC). Por otro lado, se alimenta al rotor con una fuente DC. Se detiene el virado de alta. Se asegura que las revoluciones sean mayores a 800 RPM Se desconecta el SFC Se deja bajar la velocidad por un tiempo de 2 minutos, para asegurar el barrido de los gases en la turbina.

 300 segundos:  Vuelve a encender el SFC, para dar inicio a la ignición.  350 segundos: Análisis Técnico – Económico de la central térmica de Santo Domingo de los Olleros.

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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENÍERIA FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA CENTRALES TERMOELÉCTRICAS  Se detecta la flama.  540 segundos:  La velocidad se mide y es aproximadamente de 1500 RPM.  Inicio del control de velocidad.  720 segundos:  Verificar que la revolución sea mayor a 3000 RPM  820 segundos:  Se detiene el SFC a los 3000 RPM  880 segundos:  Se cierra válvula de alivio HP  960 segundos:  Cerrar válvula de alivio LP  1020 segundos:  Se enciende la excitación del generador  Se verifica la velocidad de sincronismo  1120 segundos:  Velocidad normal sin carga  Inicio al auto sincronismo con la Red.  1200 segundos:  Verifica la sincronización con la red y se cierra el interruptor del generador  Arranque finalizado.

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4.5.3 Sistema de manejo de válvulas El sistema de ingreso de gas a la cámara de combustión con una válvula OST que se encarga del bloqueo de flujo de gas que ingresa a los diferente niveles de los combustores (A, B, C y piloto) cuando sea necesario, también cuenta con una válvula de venteo de gas; y una válvula de control de gas para cada nivel de los combustores como se muestra en la figura.

Sistema de Válvulas en el ingreso de gas a los combustores

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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENÍERIA FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA CENTRALES TERMOELÉCTRICAS También se cuenta con un sistema de aire de alivio (sangrado) del compresor está compuesto por los puertos de la 5ta etapa (alivio de Baja Presión) y 8va etapa (alivio de Alta Presión) que son usadas para extraer parte del aire del compresor durante el arranque y detención para prevenir el bloqueo.

Válvula de Sangrado

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5. Análisis energético Condiciones ambientales (datos de planta el día de la visita): T = 17℃

P = 101.013 kPa ρ = 1.214

kg m3

Hr = 79.25%

Compresor: Entrada

Salida

Presión [ kPa ]

99.15

1,763.00

Temperatura [◦C ]

18.40

437.00

Temperatura [ K ]

291.40

710.00

Entalpia [ kJ/kg ]

293.70

724.04

Cp [ kJ/kgK ]

1.0079

1.0198

Cv [ kJ/kgK ]

0.7209

0.7328

R [ kJ/kgK ]

0.287

0.287

k

1.3981

1.3917

Con estos datos obtenemos la temperatura de salida ideal y por tanto la eficiencia: 𝑇𝑖 = 386.22 ℃

𝜂𝑐𝑜𝑚𝑝 = 87.37%

Este valor se calcula teniendo en cuenta el “k” promedio del estado real y el ideal. Ambos valores son de tabla y a su correspondiente temperatura, para el aire como gas ideal

Consideramos los siguientes flujos másicos: Ra/c

45.00

Flujo másico de combustible[kg/s]

11.40

Flujo másico de aire [kg/s]

513.00

Se considera flujo másico de combustible solo para obtener la cantidad de aire que entra, ya que la relación de aire-combustible es dato de planta. Posteriormente se trabaja con el flujo volumétrico.

Con esto obtenemos la potencia neta y útil:

Potencia [MW]

Útil 192.87

Neta 220.76

Perdidas 27.89

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Cámara de combustión: Consideramos una caída de presión en la cámara de combustión del 3%: Entrada

Salida

Presión [ kPa ]

1,763.00

1,710.11

Temperatura [◦C ]

437.00

1,200.00

Temperatura [ K ]

710.00

1,473.00

Entropía [kJ/kgK]

1.7644

2.5991

Con estos datos y considerando que no hay una caída de presión dentro de la cámara, para el funcionamiento ideal, obtenemos la eficiencia de la cámara de combustión: 𝜂𝑐𝑐 = 98.93% Luego, obtenemos la potencia que nos brinda el combustible a la salida de la cámara: Flujo volumétrico de combustible[m3/s]

15.83

Poder calorífico [MJ/m3]

36.146

Potencia del combustible [MW]

572.19

Obtenido del informe de la prueba de potencia efectiva y rendimiento (noviembre 2013).

Considerando el Cp promedio: 1.053 kJ/kgK Se realiza un balance de energía entre la masa de aire entrante, la de combustible y la salida de gases de la cámara, con esto se obtiene la energía entregada realmente por el combustible, divida entre toda la que puede entregar, obtenemos la eficiencia de la combustión. Debido a que se tiene una parte de combustible por 45 de aire, las constantes isentropicas son consideradas para el aire, se tiene la misma consideración para los gases de escape. 𝑃𝑐𝑐 = 474.20 (𝑝𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑎 𝑙𝑎 𝑠𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑐𝑎𝑚𝑎𝑟𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑚𝑏𝑢𝑠𝑡𝑖𝑜𝑛)

Potencia [MW]

Útil

Neta

Eficiencia de combustión [%]

474.20

479.17

83.74%

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Turbina: Entrada

Salida

Presión [ kPa ]

1,710.11

101.01

Temperatura [◦C ]

1,200.00

436.90

Temperatura [ K ]

1,473.00

709.90

Entalpia [ kJ/kg ]

1,602.96

723.94

Cp [ kJ/kgK ]

1.0882

1.0198

Cv [ kJ/kgK ]

0.8012

0.7328

R [ kJ/kgK ]

0.287

0.287

k

1.3582

1.3917

Consideramos un k promedio de 1.3755 obtenemos la temperatura ideal de funcionamiento y la eficiencia térmica: 𝑇𝑖 = 407.32 ℃

Potencia [MW]

𝜂𝑡𝑢𝑟𝑏 = 96.28%

Útil 458.2214

Neta 475.3582

Perdidas 17.1368

Con estos datos, se pueden estimar el diagrama T-s del ciclo simple.

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Balance energético:

Etapa

Potencia útil [MW]

Potencia neta [MW]

Combustible

479.17

572.19

Eficiencia térmica [%] 83.74%

Cámara de combustión

474.20

479.17

98.96%

4.96

Compresor Turbina

-192.87 458.96

-220.76 476.29

87.37% 96.36%

27.89 17.33

Valor considerado en clases.

Eficiencia mecánica [%]

Perdidas [MW]

92.00%

36.72

Perdidas [MW] 93.02

Etapa

Potencia útil [MW]

Potencia neta [MW]

Eficiencia eléctrica [%]

Perdidas [MW]

Generador

196.44

201.48

97.50%

5.04

Por último, obtenemos la eficiencia de planta: Eficiencia planta [%] 34.33% De estos cálculos, se puede obtener el diagrama de Sankey para la planta de ciclo simple:

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Calor suministrado por el combustible: 572.19 MW 100% Pérdidas en la combustión: 93.02 MW 16.26% Pérdidas en el compresor: 27.89 MW 5.30%

Pérdidas en la cámara de combustión: 4.96 MW 0.87% Pérdidas en la turbina: 17.33 MW 3.03%

Potencia para el compresor: -220.76 MW

Pérdidas mecánicas: 36.72 MW 6.42%

Pérdidas en el generador: 4.02 MW 0.88%

Pérdidas al ambiente: 188.36 MW 32.92% Potencia útil hacia el generador: 196.79MW 34.33%

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6. Análisis Económico Precio del combustible (Gas natural - Camisea) 48,445 kJ/kg

0.00289

US$/GJ

Costos de operación y mantenimiento Consumo de gas natural

2.0223 15.83

US$/MWh m3/s

Informe COES Datos de planta

PCI

36.146

MJ/m3

Informe de rendimiento y potencia efectiva

Datos de planta y del COES. Factor de planta

0.23

Potencia

209

Energía producida al año

MW

421,093.20

MWh

Volumen anual de Combustible

114,819,422.40

m3

Energía Combustible

4,150,262.84

GJ

RESULTADOS ANUALES Total de costos de mantenimiento

851,576.78

US$

Costos de combustible Total costos de operación

11,994.26 863,571.04

US$ US$

Costos de la inversión Costos totales de operación, incluyendo la amortización de la planta

128,500,000.00 18,066,994.27

20 AÑOS DE AMORITZACION 17,203,423.24

US$

Costo especifico inversión 636.14 US$/kW

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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENÍERIA FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA CENTRALES TERMOELÉCTRICAS Finalmente: 𝑈𝑆$ ] 𝑀𝑊ℎ

𝐶 = 𝐶𝑓𝑖𝑗𝑜 + 𝐶𝑣𝑎𝑟𝑖𝑎𝑏𝑙𝑒𝑠 … [ Costo Inversión [ US$/MWh ] Costo de operación [ US$/MWh ] Precio [ US$/MWh ]

40.85 2.05 42.90

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7. Proyección a ciclo combinado 7.1 Análisis energético Para el ciclo combinado, se propone el siguiente esquema de ciclo a vapor:

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Condiciones de los gases de combustión al ingreso de la caldera recuperadora: T = 436.9℃

P = 101.013 kPa mgases = 522.12 Kg/s

Cálculo de la potencia que nos da los gases de combustión en la caldera recuperadora.

Entrada Salida

Temperatura [K]

Cp [kJ/kgK]

709.9 423

1.0858 1.02

QHRSG [MW] 177.1811 Cálculo de la potencia que produce cada elemento de la caldera recuperadora: I ETAPA

QECON(BP)

2.38968

QECON1(MP)

2.3982

QECON1(AP)

0.16252

QSUM I

4.9504

II ETAPA

QSUM II

22.89288

III ETAPA

QECON2(MP)

3.51732

QECON2(AP)

6.83876

QSUM III

10.35608

IV ETAPA

QSUM IV

23.82324

V ETAPA

QECON3(AP)

29.74082

QSOBR(MP)

1.96764

QSUM V

31.70846

QSUM VI

54.79746

VI ETAPA

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VII ETAPA

QSOBR(AP)

18.7867

QRECA(MP)

5.39544

QSUM VII

24.18214

La suma de las siete etapas nos da la potencia disponible de la caldera recuperadora: QdispHRSG [MW]

172.7107

Con las potencias de los gases de combustión y de la caldera recuperadora, obtenemos la efectividad de la caldera recuperadora: 𝜀𝑐𝑎𝑙𝑑𝑒𝑟𝑎 𝑟𝑒𝑐𝑢𝑝𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑎 = 97.48% Cálculo de la potencia generada por la turbina a vapor: POT AP POT MP POT BP POT TURB Cálculo de las pérdidas en el ciclo de vapor:

33.2631 34.0130 30.7824 98.0585

HRSG

172.71

177.18

Eficiencia térmica [%] 0.97

Turbina Vapor

98.06

99.05

0.99

0.99

-

-

16.44 21.52

Potencia Potencia útil [MW] neta [MW]

DESGASIFICADOR CONDENSADOR Por último, obtenemos la eficiencia del ciclo de vapor:

Perdidas [MW] 4.47

Eficiencia ciclo vapor [%] 55.34% Con lo cual podemos hallar la eficiencia de la planta: Eficiencia planta [%] 53.38% De estos cálculos, se puede obtener el diagrama T-s, T-Q y el Sankey para la planta:

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s

T vs Q 500

450

429

400

410

350

Etapa VII Etapa VI

T (°C)

300

278.8

278.8

250 191.96

191.96

Etapa V

Etapa IV

200

150.21 Etapa III

150 150

150.21 Etapa II 100 Etapa I

100

PINCH POINT PP1 PP2 PP3

50

6.21 10.58 10.43

0 0

20

40

60

80

100 Q (MW)

120

140

160

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180

200

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Calor suministrado por el combustible: 1077.21 MW 100%

Pérdidas en el compresor: 57.83 MW 5.30%

Pérdidas en la combustión: 120.13MW 16.26% Pérdidas en la cámara de combustión: 4.96 MW 0.87% Pérdidas en la turbina: 9.59 MW 3.03%

Potencia para el compresor: 957.08 MW

Pérdidas en condensador: 40 MW 7.24 %

Pérdidas mecánicas: 36.72 MW 6.42% Pérdidas en el generador: 5.04 MW 0.88%

Potencia útil hacia los generadores tg: 234 MW 34.33% Pérdidas en las HSRG: 37.22 MW 0.18%

Pérdidas en TV: 9.59 MW 13%

Pérdidas al ambiente: 12.75 MW 2.31%

Potencia útil hacia el generador: 129.51 MW 17.75%

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7.2 Análisis económico Precio del combustible (Gas natural - Camisea)

1.6865

US$/GJ

Costos de operación y mantenimiento Consumo de gas natural

2.0223 15.83

US$/MWh m3/s

Informe COES Datos de planta

PCI

36.146

MJ/m3

Informe de rendimiento y potencia

Datos de planta Factor de planta

0.65

Horas anuales

Potencia Energía producida al año Volumen anual de Combustible Energía Combustible

307 1748058

MW MWh

324,489,672.00

m3

11,729,003.68

GJ

3,535,097.69

US$

RESULTADOS ANUALES Total de costos de mantenimiento Costos de combustible

19,780,964.71 23,316,062.41

Total costos de operación

Costos de la inversión

US$ US$

298,500,000.00

Costos totales de operación, incluyendo la amortización de la planta

63,278,878.25

20 AÑOS DE AMORITZACION 39,962,815.84 US$

Costo especifico inversión 1288.41

US$/kW

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𝐶 = 𝐶𝑓𝑖𝑗𝑜 + 𝐶𝑣𝑎𝑟𝑖𝑎𝑏𝑙𝑒𝑠 … [ Costo Inversión [ US$/MWh ]

22.86

Costo de operación [ US$/MWh ]

13.34

Precio [ US$/MWh ]

36.20

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8. Conclusiones  Una de las razones por la cual el costo del MWh de la planta es alto, se debe a su baja eficiencia del ciclo simple y a las horas de operación que le asigna el COES. Esto último es consecuencia de la eficiencia del ciclo simple, ya que comparado, con sus competidores más cercanos de ciclo combinado en Chilca, tiene una desventaja de al menos el 20% de eficiencia. Ello limita su operación, ya que el suministro de gas es para un máximo de 13 horas al día. Lo cual hace que el factor de planta se de aproximadamente 0.23.  El compresor consta de trece etapas de compresión, por lo que se esperaría que para un ingreso de aire a 1 bar tenga una salida de aire a 13 bar, sin embargo esto no se da debido a que el compresor tiene en las primeras cuatro etapas alabes móviles, los cuales redireccionan el flujo de ingreso con lo que incrementa la presión de salida a 17.63 bar y a su lo que mejora la eficiencia del equipo.  La proyección realizada para el ciclo combinado fue realizada con una caldera recuperadora; la cual contiene cinco economizadores, tres evaporadores, dos sobre-calentadores y un recalentador con lo que nos puede producir 98.06MW, el cual se acerca al proyectado por Termochilca S.A. (100MW).  Debido a su bajo factor de planta, y la eficiencia del ciclo simple, el costo de venta del combustible por GJ es bastante bajo respecto a sus competidores, y aun así, el costo de la energía producida les deja un pequeño margen de ganancia respecto a los costos marginales.  Con la proyección a ciclo combinado, consideramos que el factor de planta aumenta a 0.65, ya que su eficiencia estará al nivel de sus competidores, y por tanto, recibirá un mayor suministro de gas. Por consecuencia el precio de compra de gas natural deberá aumentarse para que esté de acuerdo al mercado. Para nuestro caso, hemos considerado un precio de 1.6865 US$/GJ, tomando como referencia la central térmica de Ventanilla, la cual tiene una potencia instalada de 310 MW, muy similar a nuestra potencia proyectada total de 300MW.

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