Centrales Termoelectricas 2016-1 (Semanas 1 a 7)

8/17/2019 Centrales Termoelectricas 2016-1 (Semanas 1 a 7)

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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERIAFACULTAD DE INGENIERIA MECANICA

SSAALLOOMMEE GGOONNZZAALLEESS CCHHAAVVEEZZ

CENTRALES TERMOELECTRICAS Y PLANTAS DE COGENERACION


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Dr. Salome Gonzáles Chávez CENTRALES TERMOELECTRICAS Y PLANTAS DE COGENERACION

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PROLOGO

El presente documento constituye el texto guía del Curso Centrales Termoeléctricas,impartido a estudiantes de Ingeniería en las especialidades de Mecánica, Mecánica-Eléctrica, Naval y Mecatrónica de la Facultad de Ingeniería Mecánica de la UniversidadNacional de Ingeniería-Perú.

Este material tiene como objetivo transmitir al alumno, los fundamentos y la parteaplicativa de las Centrales Termoeléctricas y Sistemas de Cogeneración, los mismos quehan de servir como elementos de base para el dimensionado, diseño, selección,operación y proyectos de instalaciones de centrales turbovapor, centrales turbogas,centrales de ciclo combinado y sistemas de cogeneración; ello de acuerdo al tipo derequerimiento y a las características energéticas estratégicas del Perú.

En términos generales se aborda: el mercado eléctrico nacional y la participacióntermoeléctrica en el sistema el interconectado nacional- SEIN; la tecnología degeneración termoeléctrica y cogeneración; la ingeniería de instalación y operación decentrales de ciclo combinado y cogeneración; los procedimientos de dimensionado ybalance energético para la instalación y operación óptima de centrales de ciclocombinado y cogeneración.

El Perú es un país privilegiado en cuanto se refiere a la existencia y diversificación derecursos energéticos naturales renovables y no renovables, sin embargo, suaprovechamiento en la generación de electricidad a la actualidad sigue en desbalance.Un plan estratégico de mediano y largo plazo debe apuntar a un aprovechamientoestratégico de los recursos energéticos, acorde a la tecnología moderna de conversióny/o reingeniería, bajo el concepto integrado de eficiencia, economía, calidad y, proteccióndel medio ambiente.

En el Perú ya se han dado grandes pasos en la búsqueda de mejoras, esto es la creaciónde normativa legal, reglamentos, procedimientos, así como órganos de administración yfiscalización de la energía. La demanda eléctrica está creciendo muy aceleradamente enlos últimos años, ello obedeciendo fundamentalmente al despegue minero, agroindustrialy los servicios. Por lo tanto, la generación y el transporte de electricidad debe proyectarseen mutua correspondencia con la demanda sectorizada, garantizando su confiabilidad,eficiencia y economía. Dentro de este contexto, el elemento motor para lograr talesobjetivos, lo marca la mano de obra calificada.

Finalmente; este documento conforma una guía de avance dentro la transferencia delconocimiento al estudiante de Centrales Termoeléctricas, alcanzará su objetivo sólocuando se complete con las actividades realizadas por el profesor en el aula; esto es:ampliación y detalle de conceptos, ejemplos de caso, resolución de problemas,transmisión de experiencias ingenieriles e investigación en los temas.

Salome Gonzáles Chávez


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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERIAFACULTAD DE INGENIERIA MECANICA

DEPARTAMENTO ACADEMICO DE INGENIERIA APLICADA

SILABO P.A. 2016

1. INFORMACION GENERAL

Nombre del curso : CENTRALES TERMOELECTRICAS Código del curso : MN 163

Especialidad : MECANICA ELECTRICACondición : OBLIGATORIOCiclo de estudios : 10°Pre-requisitos : ML244, MN116Número de créditos : 04Total de horas semestrales: 56Total de horas por semana 04

Teoría : 04Practica : --

Duración : 17 SEMANASSistema de evaluación : FProfesor : DR. SALOME GONZALES CHAVEZ

2. SUMILLA

Introducción. Efecto de la generación termoeléctrica sobre la demanda eléctricanacional. Centrales termoeléctricas y ciclos termodinámicos reales. Centralestermoeléctricas de vapor. Centrales termoeléctricas de gas. Centrales termoeléctricasde ciclo combinado. Balance y caracterización energética de una central de ciclocombinado. Plantas de cogeneración. balance exergetico de centrales de ciclocombinado y cogeneración. Evaluación económica de centrales termoeléctricas.

3. OBJETIVO

El alumno al finalizar el curso, deberá tener una visión clara del contexto energéticonacional y mundial, definir las características técnicas económicas de una centraltermoeléctrica, seleccionarlo y dimensionarlo en función a criterios de planeamientoenergético. Estará capacitado para esbozar una central térmica que generecantidades específicas de electricidad, teniendo en cuenta su principio defuncionamiento y aplicación, identificación de componentes y la transformación de laenergía desde la alimentación del combustible hasta la electricidad producida. Paraello se le ha de transmitir los conocimientos teórico-prácticos de las centralestermoeléctricas, en base a los conceptos de ingeniería aplicada, termofluidos eingeniería económica.

4. PROGRAMA ANALÍTICO POR SEMANA


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SEMANA 1INTRODUCCIÓN. Generación y consumo eléctrico nacional. Elementos básicos de unaCentral Termoeléctrica. Clasificación de las Centrales Termoeléctricas. Generación

integrada nacional con energías renovables. Formas de conversión tecnológica de laenergía

SEMANA 2EFECTO DE LA GENERACION TERMOELECTRICA SOBRE LA DEMANDAELECTRICA NACIONAL. Infraestructura de generación termoeléctrica. Matrizenergética del Perú. Flujo energético nacional y el efecto de la generacióntermoeléctrica. Perspectivas de las centrales termoeléctricas en el sistema eléctriconacional.

SEMANA 3CENTRALES TERMOELECTRICAS Y CICLOS TERMODINAMICOS REALES.

Definiciones. Clasificación general, principio de funcionamiento, componentes básicos,tipos de turbinas. Ciclos Rankine reales. Ciclos Joule Brayton reales, CiclosCombinados. Ciclos de Cogeneración. Prácticas y conformación de grupos de trabajo.

SEMANA 4CENTRALES TERMOELECTRICAS DE VAPOR. Configuración de la central,abastecimiento de combustible, transformación de la energía, rendimientos de laturbina, características constructivas de las turbinas de vapor, arreglos.

SEMANA 5CENTRALES TERMOELECTRICAS DE GAS. Características de los componentes,compresor, cámara de combustión, estructura y arreglos de la turbina, diagramas

térmicos. Monitoreo de trabajos monograficios.

SEMANA 6CENTRALES TERMOELECTRICAS DE CICLO COMBINADO. Disposición de plantatípica, calderas de recuperación, diagramas termodinámicos, prestaciones, arreglos decentrales de ciclo combinado con una y dos presiones

SEMANA 7 APLICACIONES PRÁCTICAS. Avances de temas monográficos, estudios de caso,desarrollo de problemas prácticos

SEMANA 8

SEMANA DE EXAMENES PARCIALES

SEMANA 9CENTRALES TERMOELECTRICAS DE CICLO COMBINADO, CONTINUACION.Efecto de los parámetros de diseño sobre la potencia y rendimiento de una central deciclo combinado, balance energético, rendimientos, costos

SEMANA 10BALANCE Y CARACTERIZACION ENERGETICA DE UNA CENTRAL DE CICLOCOMBINADO. Aplicaciones prácticas

SEMANA 11PLANTAS DE COGENERACION. Fundamentos de la Cogeneración, ingeniería de laCogeneración, selección de motores para un sistema de Cogeneración


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SEMANA 12PLANTAS DE COGENERACION. Parámetros característicos técnicos y económicos de

sistemas de cogeneración, cálculo de rentabilidad de sistemas de cogeneración SEMANA 13BALANCE EXERGETICO DE CENTRALES DE CICLO COMBINADO YCOGENERACIÓN. Fundamentos de exergía, formulación exergética de ciclos depotencia. Balances exergéticos básicos de centrales turbogas y turbovapor.

SEMANA 14EVALUACION ECONOMICA DE CENTRALES TERMOELECTRICAS. Costos deinversión, costos de operación y mantenimiento, costos de generación

SEMANA 15

APLICACIONES PRÁCTICAS Y EVALUACION FINAL DE TRABAJOS. Exposiciones yevaluación final de monografías.

SEMANA 16

SEMANA DE EXAMENES FINALES

SEMANA 17

EXAMEN SUSTITUTORIO

5.- ESTRATEGIAS DIDÁCTICAS

Utilizando el método enseñanza-aprendizaje, el profesor ha de transmitir al alumno encada clase: la motivación del tema en estudio, la información teórica y de experiencia deltema a tratar y, la orientación al alumno para realizar su aprendizaje de cada puntotratado.

La exposición didáctica del tema a tratar, su importancia La formulación teórica, con ejemplos, discusión e interpretación del caso Incentivo para el logro de clase dictada-clase aprendida

6.- MATERIALES EDUCATIVOS Y OTROS RECURSOS DIDACTICOS

6.1 Medios o Procedimientos Didácticos Exposición de bases teóricas en aula de clases, presentación de datos,

estadísticas y discusiones técnicas en torno a ellas Desarrollo de casos aplicativos, propuestos como trabajo de aplicación Visita a Plantas Termoeléctricas de Lima y Laboratorio de Energía de la

FIM Presentación y sustentación de casos aplicativos asimilados por el alumno.

6.2 Materiales del Proceso de Enseñanza - Aprendizaje Separatas del curso Exposición del profesor en pizarra Uso de presentaciones en PowerPoint

7.- EVALUACIÓN


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1 INTRODUCCION

1.1. GENERACION Y CONSUMO ELECTRICO NACIONAL

Generación de electricidad mediante centrales termoeléctricas, en dondeprincipalmente se utilizan centrales turbogas, turbovapor y ciclos combinados.

Producción de potencia mecánica para generación eléctrica y fuerza motriz en laindustria azucarera, utilizando principalmente turbinas a vapor

Producción simultánea de calor para uso en proceso y electricidad paraautoconsumo y venta a la red, mediante sistemas de cogeneración, utilizandoturbinas de vapor y/o turbinas a gas.

PRODUCCION ELECTRICA INTERCONECTADA Y NACIONAL PERUANAS

La evolución de la Potencia instalada y potencia efectiva del COES desde 1994 al 2015es la siguiente:

Potencia Instalada y Potencia Efectiva del COES

AñoPotencia Instalada

COES (MW)Potencia Efectiva

COES (MW)

1994 2,725.97 2,391.40

1995 2,772.27 2,438.80

1996 2,909.78 2,593.30

1997 3,864.89 3,397.10

1998 4,787.70 3,725.58

1999 4,941.71 4,017.52

2000 5,268.62 4,303.35

2001 5,307.74 4,382.80

2002 5,205.20 4,402.12

2003 5,288.61 4,381.16

2004 5,245.33 4,336.21

2005 5,379.11 4,470.64

2006 5,465.27 4,799.13

2007 5,371.07 5,152.38

2008 5,342.81 5,159.95

2009 6,000.60 5,848.35

2010 6,699.20 6,463.40

2011 6,746.32 6,444.38

2012 7,330.20 7,116.70

2013 8,050.00 7,813.07

2014 9,000.00 8,717.702015 10,150.00 9,613.85


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Evolución de la potencia instalada y potencia efectiva del COES

A nivel nacional el mercado eléctrico ha evolucionado de la forma siguiente:

Potencia Instalada y Potencia Efectiva Total nacional

AñoPotencia Instalada

Total (MW)Potencia Efectiva

Total (MW)

1995 4,462 4,0751996 4,663 4,003

1997 5,192 4,581

1998 5,515 4,782

1999 5,742 5,116

2000 6,066 5,555

2001 5,907 5,387

2002 5,936 5,396

2003 5,970 5,422

2004 6,016 5,418

2005 6,201 5,611

2006 6,658 5,8732007 7,028 6,352

2008 7,158 6,349

2009 7,986 7,256

2010 8,613 8,000

2011 8,691 8,046

2012 9,699 8,939

2013 11,051 9,885

2014 11,203 10,269

2015 12,252 11,296


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2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

MW

Potencia Instalada Total (MW)

Potencia Efectiva Total (MW)

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

Diagrama de carga del día de Máxima Demanda del SEIN en el 2014


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1.2. ELEMENTOS BASICOS DE UNA CENTRAL TERMOELECTRICA

ELEMENTOS BASICOS DE UNA CENTRAL TERMOELECTRICA A GAS

En términos generales una Central Termoeléctrica. a gas, está conformada por lossiguientes elementos básicos:

EL COMPRESOR. Se encarga de concentrar la masa de aire requeridapara el proceso de combustión

LA CAMARA DE COMBUSTION. Donde se realiza la mezcla adecuada deaire y combustible y la ignición, para un proceso de combustión a presiónconstante

LA TURBINA A GAS. Es la turbomáquina donde los gases de combustiónse expanden en el conjunto rotor, produciendo un cambio de momentumangular aprovechado en su eje como potencia mecánica

EL GENERADOR ELECTRICO. Donde se produce la electricidad

Esquema básico de una Central turbogas

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


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Foto de la Central Turbovapor Ilo 21 (135 MW)

1.3. CLASIFICACION DE LAS CENTRALES TERMOELECTRICAS

Existen diferentes formas de clasificar a las centrales termoeléctricas, por ejemplo:

1) DE ACUERDO AL FLUIDO DE TRABAJO QUE ATRAVIESA LA TURBINA Central turbo gas o central con turbina a Gas. Cuando los gases de combustión se

expanden en el o los rodetes de la turbina propiamente Central turbovapor o central con turbina a vapor. Cuando el vapor se expande en

el o los rodetes de la turbina propiamente

2) DE ACUERDO A LA COMBUSTION Central de Combustión Interna. Cuando los gases de combustión participan

directamente en la generación de potencia mecánica. Es el caso del ciclo Joule-Brayton abierto

Central de combustión externa. Cuando los gases de combustión no participandirectamente en la generación de potencia mecánica. Es el caso del ciclo Rankine

3) DE ACUERDO A LA PRODUCCION DE ENERGÍA FINAL Central termoeléctrica. Produce solamente energía eléctrica Central de cogeneración. Produce energía eléctrica y también energía térmica

final para uso en procesos

4) DE ACUERDO AL CICLO TERMODINAMICO Central de ciclo Ránkine Central de ciclo Joule Brayton abierto o cerrado Central de ciclo combinado. Genera potencia eléctrica aprovechando ambos ciclos

Joule Brayton y Rankine

5) DE ACUERDO AL TIPO DE COMBUSTIBLE UTILIZADO Central carboeléctrica. Cuando la caldera quema carbón


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

6) DE ACUERDO A LA SALIDA DE VAPOR DE LA TURBINA Planta con turbina de condensación. Cuando la presión del vapor a la salida de la

T.V. es menor que la atmosférica Planta con turbina de escape libre. Cuando la presión del vapor a la salida de la

T.V. es igual a la atmosférica Planta con turbina de contrapresión. Cuando la presión del vapor a la salida de la

T.V. es mayor que la atmosférica

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

Esquema térmico de la Central Termoeléctrica de Ciclo Combinado Chilca I


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


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1.4 GENERACION INTEGRADA NACIONAL ENERGIAS RENOVABLES

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

ENERGIAS RENOVABLES ENERGIAS NO RENOVABLES

PUNTO DE VISTA DEL RECURSO

Son fuentes de energía inagotables,cualquiera sea su nivel deaprovechamiento

Son recursos agotables, dado suaprovechamiento masivo peligra su extinción

La ubicación geográfica de los recursos

renovables es más distribuida ydiversificada en cualquier parte del mundo

Los recursos no renovables de energía se

encuentran geográficamente más localizadosy concentrados.En el espacio natural poseen menorconcentración energética por unidad demasa

Poseen una mayor concentración energéticapor unidad de masa o volumen.

Son fuentes de energía, pero más aúnson fuentes de vida.

Son exclusivos para aprovechamientoenergético

PUNTO DE VISTA TECNOLOGICO

Los rendimientos totales para sutransformación en energía eléctrica sonmás bajos; excepto en el caso de la

hidroenergía, que es la más eficiente.

Los rendimientos totales para transformaciónen electricidad son relativamente mayores

Se ajustan a soluciones energéticaspuntuales y a sistemas integrados.

Su aprovechamiento en transformaciónenergética es generalmente de mayor escala

Altos incrementos evolutivos en susrendimientos, así como fabricación y usomasivos

Rendimientos más estáticos, no obstantesiguen siendo mayores

PUNTO DE VISTA ECONOMICO Y SOCIAL

Alta tendencia a la reducción de costos degeneración eléctrica y alta competitividad

Los costos de generación eléctrica soncomparativamente más reducidos, pero conbaja tendencia a su reducción

Bajos costos operativos y altos costos de

instalación.

Altos costos operativos y bajos costos de

instalación.Dadas las características de lejanía ydispersión en el sector rural, elaprovechamiento de las energíasrenovables se presenta como alternativasde mayor viabilidad técnico – económica ysocial

Estas energías no son convenientes parasatisfacer demandas puntuales del sectorrural, principalmente por el efecto de los altoscostos que supone su transporte ydistribución

PUNTO DE VISTA MEDIOAMBIENTAL

Conversión limpia, renovable y duradera,sin prácticamente ningún deterioro delmedio ambiente

Conversión con emisiones, no obstante sumitigación tiende a estar por debajo de losniveles exigidos internacionalmente.

El sol es la fuente de todos los recursos energéticos existentes en la tierra, que a su vezse puede aprovechar directamente de acuerdo su nivel de radiación, tal como se muestraen el diagrama de flujo energético siguiente:


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Balance electromagnético y energético del recurso solar

GENERACION INTEGRADA NACIONAL CON ENERGIAS RENOVABLES

Primera subasta de energías renovables en base al D.L. 1002

En aplicación de la primera subasta de energías renovables en base al D.L. 1002, enfebrero del 2010, se llevó a cabo la primera subasta de energías renovables en el Perúpara la generación eléctrica interconectada, amparada en el D.L. 1002. En la figurasiguiente se muestra la distribución de dichos proyectos adjudicados.


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


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Segunda subasta de energías renovables en base al D.L. 1002

El 24 de agosto 2011 se realizó la segunda subasta de energía eléctrica renovable -RER-

dirigida por el OSINERGMIN, donde se adjudicó 10 proyectos que cubren el 58% de lademanda requerida de energía eléctrica, acordada bajo esta modalidad.

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


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Tercera subasta de energías renovables en base al D.L. 1002

La tercera subasta de generación eléctrica con RER, concluyó el 23 de diciembre con la

adjudicación de los siguientes proyectos de generación mini hidráulica.

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

Cuarta subasta de energías renovables en base al D.L. 1002

La cuarta subasta de generación eléctrica con RER, concluyó el 16 de febrero 2016 conla adjudicación de los siguientes proyectos.

CENTRAL POTENCIA(MW)

ENERGIA

ADJUDICADA(GWh)

PRECIO MONOMICO(cUS$/kWh)

Central Biomasa Callao 2 14.5 7.7Central Biomasa Huaycoloro II 2 14.5 7.7Central Eólica Parque Nazca 126 573 3.78Central Solar El Rubi 144.48 415 4.79Central Eólica Huambos 18 84.6 3.68Central Eólica Dunas 18 81 3.78Central Solar Intipampa 40 108.4 4.85Mini CH Rucuy 20 110 4Mini CH Ayanunga 20 131.65 4.39Mini CH Kusa 15.55 72.53 4.54Mini CH Alli 14.51 69.32 4.54Mini CH Hydrika 6 8.9 60 4.59Mini CH Her 1 0.7 4.66 5.82TOTAL 430.14 1739.16


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1.5 FORMAS DE CONVERSION TECNOLOGICA DE LA ENERGIA

A través del tiempo, la conversión tecnológica de la energía desde las fuentes naturales(energía primaria), hasta la obtención de energía fina (electricidad), ha ido evolucionandoen base al siguiente orden:

1º. Rendimiento de transformación: eficiencia y potencia dada la disponibilidad de lafuente primaria

2º. Economía de funcionamiento: a partir de la escases de la fuente primaria3º. Calidad de aprovechamiento: reflejado en disponibilidad de la energía fina, vida

útil del sistema de conversión4º. Protección del medio ambiente: mitigación o desaparición de los contaminantes

del medio ambiente que aparecen con el proceso de conversión de la energía

En el presente así como en el futuro, de seguro que la simultaneidad de estos cuatrocomponentes, irá cada vez optimizándose

En siguiente cuadro se ha elaborado un diagrama de las formas convencionales deconversión tecnológica de la energía.


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FORMAS DE CONVERSION TECNOLOGICA DE LA ENERGIA

F o r m a s

d e

c o n s u m o

e n e r g é t i c o

E n e r g í a

t e r c i a r i a

( 2 d a T r a n s f o r m a c i ó n )

Combustibles Fósiles

Líquidos Sólidos Gaseosos

CombustiblesNucleares

EnergíaHidráulica

EnergíaEólica

Energíasolar

EnergíaBiomásica

Combustibles

Gaseosos Líquidos Coque GasVapor

CentralDiesel

Centrala gas

Centrala vapor

CentralEólica

CentralHidráulica

Central solarFotovoltaica

Electricidad

CalefactoresProceso Industrial Motores Lámparas

CalorEnergía térmica Fuerza Motriz Iluminación

E n e r g í a

P r i m a r i a

E n e r g í a

S e c u n d a r i a .

( 1 d a T r a n s f o r m a c i ó n )

Biodigestor

TRSU

Generador

de vapor

Gasería CoqueríaRefinería


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2 EFECTO DE LA GENERACION TERMOELECTRICA SOBRE LADEMANDA ELECTRICA NACIONAL

3.1 INFRAESTRUCTURA DE GENERACION TERMOELÉCTRICA

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

Referencias

COESOSINERGMINDGE DEL MINEMPROINVERSION

3.2 FLUJO ENERGETICO NACIONAL Y EL EFECTO DE LA GENERACIONELECTRICA


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3 CONCEPTOS FUNDAMENTALES EN LA ELECCION DEMOTORES TERMICOS PARA GENERACION TERMOELECTRICA

3.1. EL MOTOR TERMICO PARA GENERACION ELECTRICA

Una central termoeléctrica, denominada también planta de generación termoeléctrica osimplemente central térmica o planta térmica, lo conforma el conjunto de generacióneléctrica desde el sistema de alimentación de combustible, hasta la producción deelectricidad en bornes del sistema generador eléctrico.

La máquina térmica o motor térmico es el elemento neurálgico de una centraltermoeléctrica, en donde la energía térmica del fluido caloportador se expandeproduciendo trabajo mecánico en su eje, desde donde es aprovechado por el generadoreléctrico para producir electricidad.

3.2. CLASIFICACION GENERAL

Los motores térmicos que accionan una central termoeléctrica, se pueden clasificar de laforma siguiente:

a. Turbomáquinas térmicas. Existen dos grandes tipos: Turbina a gas. Conforma a una central turbogas: set turbogas Turbina a vapor. Conforma a una central turbovapor: set turbovapor Uso combinado de turbinas a gas y turbinas a vapor. Conforma a una

central de ciclo combinado

b. Motores de combustión interna reciprocantes

Motores Diesel. Son motores de pistón que se alimenta de combustibleDiesel

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

gas natural

3.3. PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO Y TIPOS

PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DE UNA TURBINA A GAS

Es una turbomáquina motriz (rotodinámica) compuesta por un sistema rotórico, en el quelos gases producto de la combustión se expanden e intercambian su momento decantidad de movimiento, produciendo así potencia mecánica en su eje

La turbina a gas está conformada por las siguientes partes, mostradas en la figura:


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Esquema de componentes de una turbina a gas

Vista del ensamblaje de una turbina a gas


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Esquema de corte de una turbina a gas

PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DE UNA TURBINA A VAPOR

Es una turbomáquina motriz (rotodinámica) compuesta por un sistema rotórico, en el queel vapor se expande e intercambia su momento de cantidad de movimiento, produciendoasí potencia mecánica en su eje

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

Unión eje- alabes de rotor de una turbina de vapor

Identificación de un escalonamiento en de una turbina de vapor


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Turbina de vapor axial, vista de un escalonamiento

PRINCIPIO DE UN MOTOR DIESEL

Es una máquina motriz compuesta de un sistema cilindro-pistón, en el que los gasesproducto de la combustión se expanden produciendo un trabajo de desplazamiento lineal,convertido a rotativo bajo un sistema biela-manivela, produciendo así potencia mecánicaen su eje

Planta de generación Diesel de 10x10 MW


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3.4. CAMPO DE APLICACIÓN DEL TIPO DEL MOTOR TERMICO SEGÚN NIVELESDE POTENCIA Y RENDIMIENTOS

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

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

Comparación del consumo específico de combustible por tipo de motor térmico yporcentaje de carga


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4 CICLOS TERMODINAMICOS REALES DE CENTRALESTERMOLECTRICAS

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

Ciclo Rankine y sus arreglos (regeneración o precalentamiento de agua dealimentación, recalentamiento y sobrecalentamiento de vapor)

Ciclo Joule-Brayton abierto y sus arreglos (regeneración o calentamiento del aire ala salida del compresor y, recalentamiento intermedio de gases, inyección devapor a la cámara de combustión)

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

Caliente

Frío

Carnot T

T 1

En la figura siguiente se presenta una comparación entre el rendimiento de Carnot y los

rendimientos de los diversos ciclos de potencia

Comparación de ciclos reales frente al límite Carnot


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4.1. CICLO TERMODINAMICO REAL DE CENTRALES TERMOELECTRICAS DEVAPOR

Con el objetivo de transmitir el conocimiento teórico-práctico de las centralestermoeléctricas de vapor, se presenta estudios de caso de Centrales Termoeléctricas devapor más importantes del Perú.

En este sentido, a continuación se presenta el comportamiento termodinámico de laCentral Termoeléctrica Ilo 21, que conforma una de las centrales turbovapor de mayorcapacidad de generación en el Perú, con potencia nominal de 125 MW.

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


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Esquema ilustrativo de la C T Ilo 21

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

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


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FORMAS DE MEJORAR LA EFICIENCIA TÉRMICA DE UNA CENTRAL TERMO-ELÉCTRICA A VAPOR


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4.2. CICLO TERMODINAMICO REAL DE CENTRALES TERMOELECTRICAS DECICLO COMBINADO, TURBOGAS-TURBOVAPOR

Una central termoeléctrica de ciclo combinado se caracteriza por su dobleaprovechamiento térmico en la generación de potencia, set turbogas y set turbovapor, yconstituye así el arreglo mas evolucionado de las centrales termoeléctricas.

A continuación se presenta el esquema referencial de este tipo de sistemas degeneración eléctrica.

1. Conjunto turbogas.

2. Bypass de flujo de gas de escape de la T.G.

3. Caldera recuperadora

4. Evaporador de baja presión

5. Economizador de alta presión6. Evaporador de alta presión

7. Sobrecalentador de alta presión

8. Calderín de baja presión

9. Bomba de circulación de baja presión

10. Calderín de baja presión

11. Bomba de circulación de alta presión

12. Tanque de alimentación de agua - desaereador

13. Bomba de alimentación de baja presión14. Bomba de alimentación de alta presión

15. Conjunto turbovapor


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16. Condensador

17. Bomba de condensado

18. Bypass de vapor a alta presión

19. Bypass para exceso de vapor20. Estación reductora para redistribución de vapor

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

I. Circuito de gas

1 – 2 : Compresión.

2 – 3 : Cámara de Combustión

3 – 4 : Expansión en la turbina

4 – 5 : Caldera recuperadora.

5 – 1 : Flujo de chimenea

II. Circuito de vapor

6 – 7 : Economizador.

7 – 8 : Evaporador.

8 – 9 : Sobrecalentador.

9 – 10 : Expansión en turbina de vapor

10 –

11 : Condensador 11 – 6 : Alimentación de calor.


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5 CENTRALES TERMOELECTRICAS DE VAPOR

Con el objetivo de estudiar las características técnicas del las C.T. a vapor, suconfiguración térmica, sus componentes, sus parámetros de funcionamiento y evaluaciónde costos de generación, se toma como referencia la Central Termoeléctrica a vapor Ilo21

6.1 CONFIGURACION DE LA CENTRAL

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

- Un muelle para la descarga de carbón de 1,250 metros de longitud.- Un cabezo de muelle para soportar dos grúas descargadoras de carbón.- Dos canchas para almacenamiento de carbón (2 x 100 000 toneladas)- Sistema de equipos y fajas para el transporte y manejo del carbón.

- Una estación de toma y bombeo de agua de mar para el enfriamiento de lasunidades.

- Dos tuberías sifón (Ø 2.2m por 750 m de longitud) para captar agua de mar.- Dos plantas de agua desalinizada.- Una planta de agua desmineralizada.- Una planta de producción de agua potable.- Una planta de tratamiento de aguas servidas.- Un sistema de extracción y manejo de escorias y cenizas.- Sistema cerrado de agua de enfriamiento.- Sistema de aire comprimido.- Sistema de protección contra incendio.- 01 tanque para el almacenamiento de diesel (5 000 m3).- 02 tanques para almacenar agua desalinizada (2 x 2 600 m3)- 01 tanque para almacenar agua desmineralizada (1 500 m3)- 01 tanque para almacenamiento de agua potable (150 m3)- Subestación tipo GIS (Gas Insulated Switchgear) en 220 kV.- Edificio administrativo, talleres y almacenes.- Cancha para depositar cenizas.


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Especificaciones técnicas de la C T Ilo 21

Ubicación de la Central TE a carbón Ilo 21

Turb ina Trans formado r de Po tenc ia

Fabricante Hitachi Fabricante Meidensha Corporation

Tipo De condensación, tandem compuesta con Tipo de enfriamiento ONAN/ONAF/ODAF

recalentamiento y doble flujo en el escape. Potencia 102/136/169 MVAPotencia 135 MW Número de fases 3

Velocidad 3,600 rpm Frecuencia 60 Hz

Presión de Vapor 16.67 MPa (a) Alto Voltaje 220 kV

Temperatura de vapor 538°C Bajo Voltaje 17 kV

Presión de salida 4.5 kPa (a) Taps 220 kV ± 10 x 1.0% (21 taps)

Gobernador Digital - Electro - Hidráulico. Conexión YNd11

Horas de operación 8000 horas anuales

Número de arranques Frio : 10 por año (50 horas de parado) Planta Desal in izadora

Caliente: 30 por año (8 horas de parado) Fabricante Entropie

2 operaciones en isla por año Tipo MED 2 - destilación multi efecto (2 trenes)

Capacidad 1300 m3/día/tren

Condensador Consumo de vapor 9.1 t/h a 14 bar (g)

Tipo Carcasa simple, dos pases. TDS 10 mg/l (Sólidos Disueltos)

Area de superficie 6,480 m2. Conductividad 20 µS/cm. a 25°C

Presión 4.5 kPa (a)

Carga de calor 562 GJ/h Planta Desmineral izadora

Flujo de agua de mar 15,700 m3/h Fabricante Organo Corporation

Material tubos Titaneo Tipo Mixed Bed Polisher (2 trenes)

Número de tubos 6476 Capacidad 600 m3/día/ tren

Diámetro de tubos 28.58 mm

Planta de Agua Potable

Gen erad or Eléct ric o Fabricante Organo Corporation

Fabricante Hitachi Tipo Por Inyección de Cloruro ( 2 trenes)

Capacidad 169MVA Capacidad 72 m3/día/tren

Voltaje 17.0 kV ± 5%Factor de Potencia 0.8 Planta de Tratamiento de A guas Servidas

Frecuencia 60 Hz Fabricante UNIDRO

Polos y fases 2 fases y 3 polos Capacidad 550 m3/día

Enfriamiento Enfriado por aire.


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Componentes de la Central Termoeléctrica a vapor Ilo 21

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


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6.2 SISTEMA DE ABASTECIMIENTO DE COMBUSTIBLE

El carbón llega a la central por medio de barcos autodescargables de hasta 50 000toneladas de desplazamiento (1). Los barcos atracan junto a la plataforma de descarga(2), donde sus grúas retiran el carbón de las bodegas de la nave y lo vierten en las tolvasque lo distribuyen sobre la faja transportadora (antes del terremoto del 23 de junio de2001 se contaba con dos grúas canguro en el muelle para realizar la descarga). Unasegunda faja transportadora (3) conduce el carbón a lo largo del muelle hasta lascanchas donde es distribuido por medio del apilador (4) para formar pilas de carbón.

El carbón es recogido de la cancha por dos recuperadores semiautomáticos (5), estosutilizan una banda de paletas, recogen el carbón de la pila y lo depositan sobre fajastransportadoras, las que lo conducen hasta los silos de almacenamiento (6). Estaoperación de cargado de silos se realiza todos los días.El carbón cae desde los silos hasta el alimentador (7) y, luego, al pulverizador (8) donde

es triturado hasta convertirse en polvo.Un ventilador de tiro forzado (9) provee el aire necesario para el proceso de combustión,mientras que el ventilador de aire primario provee el flujo de aire (10) requerido para eltransporte de las partículas de carbón desde el pulverizador hasta los quemadores (12),donde las partículas se encienden formando la llama en el hogar (13).

Como combustible de emergencia y para el arranque de la unidad se tiene el Diesel (11).Este es almacenado en un tanque de 5000m3 de capacidad y bombeado hacia losquemadores manteniendo una presión constante de diesel para su utilización inmediata.

Características del petróleo Diesel 2Especificaciones Prueba ASTM Valores en Tanque

Minimo MáximoTotal Cenizas ppm D-482 20

Gravedad API @ 60ºF D-287 34

Apariencia, Color ASTM 3

Residuo de Carbón % peso D-524 0.012

Punto de Nebulosidad ºC D-2500 -4

Indice de Cetano D-4737 45

Número de Cetano D-618 50

Corrosión por Cobre D-130 3

Temperatura de Destilación

50% ºC D-86 256

90% ºC D-85 329

Punto de Inflamación ºC D-93 52

Hidrógeno % peso

Viscocidad Cinemática Cst (37.8ºC) D-445 1.90 4.1

Lubricidad gm, min D-6073 2800

Poder Calorífico Bajo Btu/lb D-240 18300

Nitrógeno % peso

Estabilidad a la Oxidación D-2274 2

Punto de Fusión ºC D-97-93 -7 -18

Sodio + Potasio ppm 4

Gravedad Específica (15.6ºC) D-1298 0.835 0.855

Azufre % peso D-2622 0.5

Vanadio ppm 0.5

Sedimentos y Agua % volumen D-2709 0.05


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6.3 TRANSFERENCIA DE ENERGÍA AL CIRCUITO AGUA - VAPOR

Después de formarse la llama en el hogar (13), los gases calientes pasan por el exterior

de los tubos del sobrecalentador (21), recalentador (23) y economizador (18), antes dedejar la caldera. Luego, a través de ductos (14) se dirigen al precipitador electrostático(15) donde queda atrapada la ceniza volante y, finalmente, son emitidos a la atmósfera através de la chimenea (16).

El precipitador electrostático tiene una eficiencia del 99% y constituye uno de loscomponentes modernos que hacen de la quema de carbón un proceso de combustiónlimpio acorde a los requerimientos ambientales vigentes.

Los gases calientes transfieren su energía a los tubos del hogar de la caldera (20) pordonde circula agua tratada. Esta se evapora en el domo de la caldera (19) y, luego, elvapor formado eleva su temperatura en los tubos del sobrecalentador (21)

6.4 TRANSFORMACIÓN DE ENERGÍA TÉRMICA EN MECÁNICA

El vapor sobrecalentado se dirige hacia la turbina de alta presión (22) impulsando losálabes de ésta, con lo cual se consigue el giro de la misma. El vapor con menor presióndeja la turbina de alta presión y retorna a la caldera donde vuelve a calentarse en elrecalentador (23).

El vapor recalentado se dirige hacia la turbina de media y baja presión (24) dondeimpulsa los álabes de éstas, convirtiendo la energía térmica en energía mecánica, la cualse transmite por el eje de la turbina. En la última etapa, el vapor saliente de la turbina debaja presión, cambia a estado líquido en el condensador (25) que emplea como medio

enfriador agua de mar.

El condensado obtenido, en la caja del condensador (25), es bombeado hacia eldesaereador pasando por tres calentadores de baja presión, del desaereador esbombeado hacia la caldera pasando por tres calentadores de alta presión, a través de latubería de agua de alimentación (17) ingresando por el economizador (18), completandoasí este ciclo.

6.5 TRANSFORMACIÓN DE ENERGÍA MECÁNICA EN ELÉCTRICA

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

6.6 SISTEMA DE ENFRIAMIENTO

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


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Sistema de toma de agua de mar

Asimismo, de la poza de captación (33) se bombea agua de mar (34) hasta la plantadesalinizadora (35). El agua desalinizada se almacena en dos tanques (36), y de allí esconducida a la planta desmineralizadora (37) donde se produce agua sin sales niminerales. El agua desmineralizada es almacenada en un tanque (38) y de allí es

inyectada al condensador a través de una línea de reposición.


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6.7 CARACTERISTICAS CONSTRUCTIVAS DE TURBINAS DE VAPOR

Los arreglos y construcciones de las turbinas a vapor para generación de potenciaeléctrica, fundamentalmente varían según el nivel de potencia a generar, al grado dereacción y a la presión del vapor a la salida de la turbina.

Para generación en grandes potencias las turbinas de vapor son de condensación, y parabajas potencias son de contrapresión.

Sección de una T.V. de condensación

T.V. de condensación de dos cuerpos


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

T.V. de contrapresión


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


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7 CENTRALES TERMOELECTRICAS DE GAS

7.1 CARACTERISTICAS DE LOS COMPONENTES PRINCIPALES

7.1.1 EL COMPRESOR

En centrales termoeléctricas el compresor es de tipo axial de múltiples rotores instaladosen su eje, conformando etapas o escalonamientos. Cada escalonamiento del compresorestá formado por una rueda de álabes móviles (rotor) y a continuación otra de álabes

estacionarios (estator). En la primera rueda la corriente de aire transmite energía cinéticaque posteriormente es convertida en energía de presión en el estator.

En cada etapa se consigue una relación de compresión entre 1,1:1 a 1,4:1, pudiéndosealcanzar relaciones de compresión totales de 15:1 o mayores.

Compresor axial en ensamblaje

7.1.2 LA CÁMARA DE COMBUSTIÓN

Es el ambiente en donde se inyecta combustible, se mezcla con el aire comburenteprocedente del compresor y se provoca la combustión. Este proceso es continuo y serealiza en condiciones de presión y temperaturas elevadas.

En las turbinas de gas la relación aire/combustible es muy superior a la estequiométrica,de manera tal que el aire de exceso sirva para enfriar los gases de la combustión y así,las temperaturas obtenidas no sean excesivamente elevadas para los materiales de lazona posterior a la cámara. Por ejemplo, utilizando gas natural, la relación de compresiónestequiométrica aire /combustible sería 15:1, entonces la relación utilizada se sitúaalrededor de 50:1.

El diseño de la cámara de combustión debe garantizar la estabilidad de la llama, unencendido eficaz y una operación segura a diferentes regímenes de funcionamiento. Paraconseguir ello, la cámara dispone de dos zonas:


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La zona primaria en la que se permite la entrada de aire (aire primario) en unacantidad suficiente para producir una combustión completa. Para ello se creanregiones ricas, en las que además se producen recirculaciones para mantener la

llama estable. La introducción del combustible se realiza a través de unosinyectores que permitan una homogeneización rápida de la mezcla

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

Esquema de distribución de una cámara de combustión

Antes de entrar en la cámara de combustión, el aire procedente del compresor esdesacelerado mediante unos difusores, de esta manera se evitan las fuertes pérdidas decarga que se darían en una combustión a alta velocidad (puesto que la pérdidas de cargason proporcionales al cuadrado de la velocidad). Dentro de la cámara de combustión, enla zona primaria, es necesario que se forme una buena mezcla del aire con elcombustible inyectado en un corto recorrido, por ello se recurre a la creación deturbulencias mediante álabes radiales torsionados, que generen un vórtice alrededor dela llama, lo cual permite, por un lado la estabilidad de la misma y por otro la mezcla en laperiferia del vórtice.

La geometría de las cámaras de combustión está diseñada para unas condicionesdeterminadas, cuando la relación aire/combustible, o el gasto de aire, o la presión en lacámara varíen debido a que las condiciones de funcionamiento de la turbina no sean lasde diseño, la eficiencia de la cámara se reducirá. Por ello, en los diseños existen válvulasque regulan la proporción aire/combustible según las condiciones de operación.

Las cámaras se construyen con aleaciones resistentes a las altas temperaturas, porejemplo, níquel-molibdeno-cromo.

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


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Dispos ición tubular : el aire procedente del compresor se divide en una serie decorrientes separadas cada una de las cuales alimenta a una cámara decombustión. Estas cámaras se encuentran espaciadas alrededor del eje que uneel compresor y la turbina y está alimentada con su propio chorro de combustible

procedente de una línea de alimentación común. Este tipo de disposición esadecuada cuando se trabaja con compresores centrífugos, pues el caudal de aireya sale dividido en varias corrientes.

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

Dispos ición tubo-anular : es una combinación de las dos anteriores, la cámaramisma es anular, mientras que los tubos de llama son individuales

Cámara de combustión, disposición interna

7.1.3 LA TURBINA A GAS PROPIMENTE

La turbina a gas propiamente dicha, está conformada por una serie de etapas oescalonamientos, cada una de las cuales consta de una rejilla de álabes fijos(distribuidor) y otra de álabes móviles (rotor). Los gases procedentes de la cámara de


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Comportamiento de una turbina a gas Typhoon de ALSTOM

En este sentido, debe tenerse en cuenta lo siguiente:

Efecto de la al tura sobre el niv el del mar : Una mayor altura supone una menordensidad del aire que entra en el compresor. Considerando que el volumen deentrada es constante para una velocidad de rotación determinada resulta unamasa menor de aire. Para una temperatura fija de salida de los gases de lacámara de combustión, esta menor masa de aire requerirá menos combustible ycomo consecuencia se obtendrá menos potencia. A parte la masa de gases deescape también disminuirá. Por cada 100 m de altura sobre el nivel del mar setiene una pérdida de potencia en torno a un 1 - 1,5%,

Efecto de la temperatura ambiente . Un aumento de la temperatura ambiente,para una determinada presión ambiental, conlleva una disminución de la

densidad, con los mismos efectos descritos anteriormente. El hecho de que el airesea menos denso y por tanto el caudal másico sea mayor obliga a invertir unamayor potencia en el eje del compresor, que en condiciones normales absorbe 2/3de la potencia mecánica generada.

Efec to d e pérd ida de carg a en la adm is ión del aire . Al igual que antes, paratemperatura determinada se produce una disminución de la densidad del aire.Como es imposible no tener pérdidas de carga en las etapas de filtrado del aire yen las conducciones de los gases, se establece que por cada 150 mm.c.a. se daráuna pérdida de entre un 1,5 y 2,5% de la potencia nominal.


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8 CENTRALES TERMOELECTRICAS DE CICLOCOMBINADO

La evolución tecnológica en lo que compete a la generación de potencia termoeléctrica,las centrales térmicas de ciclo combinado representan el mayor desarrollo optimizado derendimiento, economía de funcionamiento y emisiones de contaminantes atmosféricos,ello comparativamente a las centrales térmicas de vapor y centrales térmicas a gastradicionales.

8.1 DIAGRAMA TERMODINAMICO EQUIVALENTE DE UNA CENTRAL TERMO

ELECTRICA DE CICLO COMBINADO

T : Temperatura S : EntropíaIII. Circuito de gas

1 – 2 : Compresión2 – 3 : Cámara de Combustión (Adicción de calor Q+)3 – 4 : Expansión (turbina)4 – 5 : Caldera recuperadora5 – 1 : Flujo de chimenea (disipación de calor Q- A)

IV. Circuito de vapor6 – 7 : Economizador

7 – 8 : Evaporador.8 – 9 : Sobrecalentador9 – 10 : Turbina de vapor10 – 11 : Condensador (Disipación de calor Q-B)11 – 6 : Alimentador de calor

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


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8.2 PRESTACIONES DE LAS CENTRALES DE CICLO COMBINADO

Una central típica actual de ciclo combinado de 100 MW para aplicaciones encogeneración, con tecnología ASEA BROWN BOVERI-ABB, comprende el siguiente

arreglo: Dos turbinas de gas Dos generadores de vapor (calderas recuperadoras) equipados con convertidores

catalíticos de NOx y CO Una turbina de vapor de admisión dual

Sus principales características técnicas incluyen:- Alta tasa de utilización de combustible.- Niveles de emisión muy bajos (NOx < 7 ppm, CO < 1 ppm, etc)- Niveles de ruido a 244 metros, menores a 39 dBA.- Sistema de control totalmente automatizado (Procontrol P).

A continuación se resume los datos principales de esta planta, para condicionesambientales con temperatura 24 °C y presión barométrica 96.5 kPa:

Conjunto turbogas. Cada turbina a gas:- Turbina de gas : Tipo 8- Combustible : Gas natural- Poder calorífico inferior : 47 570 kJ/kg- Control de NOx : Inyección de vapor- Potencia en los terminales del generador : 43.8 MW- Rendimiento de la turbina a gas : 31.2 %- Flujo másico de gases de escape : 167 kg/s- Temperatura de gases de escape : 535 °C

- Pérdida de presión de gases de escape : 0.45 kPa

Generador de vapor: Caldera RecuperadoraCaldera S. I.- Flujo de gases de escape a la entrada de la caldera: 148 kg/s- Temperatura del agua de alimentación : 88 °C- Flujo másico de vapor : 31.5 kg/s- Presión del vapor : 7000 kPa- Temperatura del vapor : Saturado- Calidad del vapor : 85 %- Temperatura de gases de escape : 123 °C

Caldera S. E.- Flujo de gases de escape en la entrada de la caldera: 186 kg/s- Temperatura del agua de alimentación : 60 °C- Flujo másico de vapor a baja presión. : 4.9 kg/s- Temperatura del vapor a baja presión : Saturado- Presión del vapor a baja presión : 530 kPa- Flujo másico de vapor a alta presión. : 24.4 kg/s- Temperatura del vapor a alta presión : 475 °C- Presión del vapor a alta presión : 4140 kPa- Temperatura de gases de escape : 115 °C

Grupo turbovapor:- Vació en el condensador : 8.2 kPa- Temperatura del agua de refrigeración : 26.7 °C- Flujo de agua de refrigeración : 670 kg/s


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- Producción en terminales de generador : 15 MW

Unidad de Ciclo Combinado (Total):- Flujo másico de vapor : 31.5 kg/s- Producción de calor : 80.2 MW- Producción total de potencia eléctrica (TG + TV) : 102.6 MW- Consumo de los equipos auxiliares de la planta : 2.6 MW- Potencia neta de la planta : 100 MW- Potencia del combustible : 280.4 MW

Otro arreglo de planta de ciclo combinado utilizado para cogeneración, con capacidad de223 MWe y 188 MW, es el que se presenta el diagrama térmico siguiente:

1. Set turbogas Tipo 13 E2. Caldera recuperadora multipresión3. Tanque de alimentación de agua/desaereador4. Set turbovapor6. Condensador

Fig. 8.2 Ciclo Combinado, PEGUS 12, de 223 MWe y 188 MWt

Este tipo de central combina las siguientes ventajas:- Alto rendimiento (bajo consumo de combustible)- Baja tasa de emisión de NOx- Baja emisión de ruido- Flexibilidad operativa muy grande- Diseño optimo para fines de cogeneración

Las plantas de ciclo combinado para cogeneración, permiten obtener comúnmente unapotencia eléctrica neta de 47 % y una potencia térmica del 39 % (relación 1.2) con unautilización de combustible del 86 % (poder calorífico inferior).


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

Actualmente las grandes firmas fabricantes de centrales térmicas de ciclo combinado

(SIEMENS, ABB, Mitsubishi, etc.), ensamblan estas plantas con diversas capacidades yarreglos en cuanto a las características de sus elementos principales (turbina de gas,turbina de vapor y caldera recuperadora).

Para la identificación del sistema, a continuación se presentan dos arreglos de centralesde ciclo combinado con sistema turbovapor de una y de dos presiones respectivamente(simple y doble presión de admisión a la TV), mostrando sus características y ventajascomparativas.

Fig. 8.3 Circuito de una C.T. de Ciclo Combinado con turbina de vapor de una presión yuna turbina a gas

Esta Central está conformada por los siguientes componentes:

1. Conjunto turbogas.2. Bypass de flujo de gas de escape.3. Caldera recuperadora.4. Evaporador de baja presión.5. Economizador de alta presión.6. Evaporador de alta presión.7. Sobre calentador de alta presión.8. Calderín de baja presión.9. Bomba de circulación de baja presión.

10. Calderín de alta presión.11. Bomba de circulación de alta presión.12. Tanque de alimentación (de agua / desaereador) con alimentación de calor.13. Bomba de alimentación de agua de baja presión.


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

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

Fig. 8.4 Circuito de una C.T. de Ciclo Combinado con turbina de vapor de dos presionesy una turbina a gas

8.3.1 CARACTERISTICAS DEL ARREGLO DE CICLO COMBINADO DE DOSPRESIONES

Un sistema de una sola presión con un bucle de precalentamiento asegura una mejorutilización del calor residual, que un sistema sencillo de una sola presión. Sin embargodicha utilización no es ni energética ni exergéticamente óptima. En muchos casos elevaporador de baja presión podría, sin excesivo gasto, producir más vapor que elrequerido para precalentar el agua de alimentación, de suerte que el exceso de vaporpodría ser convertido en energía mecánica si se le introdujera en algún punto adecuadode la turbina de vapor. Entonces, para conseguir esto la turbina de vapor debe tener dosadmisiones de vapor, una de alta presión y otra de baja presión (turbina de dospresiones).

La figura 8.5 muestra un sistema de este tipo, equipado además con dos precalentadoresde baja presión. Este procedimiento no solo aporta mejor utilización del calor residual,sino que también utiliza mejor termodinámicamente el vapor de baja presión. La mayor


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proporción del vapor de baja presión, fluye hacia la turbina a través del precalentador debaja presión, mientras que el agua de alimentación está siendo precalentada en laprimera sección que utiliza vapor de baja calidad.

Antes de que el vapor de baja presión alcance la turbina puede ser precalentadoligeramente. La ventaja termodinámica que se consigue en ello es mínima ya que lacaída de presión entre la turbina de vapor y el calderín aumenta. Ello reduce la cantidadde vapor generado, pues la temperatura de saturación en el evaporador de baja presiónse eleva. Si la separación de agua en el calderín es suficientemente efectiva, el vaporsaturado se puede enviar directamente a la turbina.

Cuando se utilizan combustibles sin azufre o con poco contenido de azufre, son posiblesulteriores mejoras. Cuando el punto de roció ácido es bastante bajo, los gases de escapepueden precalentar una parte más o menos significativa del agua de alimentación en uneconomizador de baja temperatura (figura 8.6). El agua de alimentación se calienta en eldesaerador de suerte que su temperatura está por encima del punto de roció del agua de

los gases de escape (aproximadamente 50 °C). Dado que esta temperatura es tan baja,la desaeración tiene lugar en este caso bajo vacío. Después del desaerador/tanque deagua de alimentación, toda el agua de alimentación se calienta en un economizador debaja presión a casi la temperatura de saturación del vapor de baja presión, pasandodespués al calderín de baja presión. Posteriormente una bomba de agua de alimentaciónde alta presión hace circular el agua de alimentación por el evaporador de alta presióndesde el calderín de baja presión al generador de vapor de alta presión. En este caso estambién posible suministrar el vapor de baja presión a la turbina sea como vapor saturadoo como vapor ligeramente recalentado.

Además de este sistema son posibles otras variantes; la mayoría de ellas no son tanbuenas desde el punto de vista termodinámico, pues ofrecen ciertas ventajas

operacionales.

La figura 8.7 muestra un ejemplo en el que el agua de alimentación de alta presión y debaja presión son separadas directamente después del tanque de agua de alimentación.El economizador de baja presión clásico se divide por tanto en dos: un economizador debaja presión para el agua de alimentación de baja presión y un economizador de altapresión para el primer escalón de precalentamiento de agua de alimentación de altapresión. Este sistema tiene las siguientes ventajas:

Mejor disponibilidad ya que se puede mantener en funcionamiento la parte de altapresión, incluso si fallara sea la bomba de baja presión o la bomba de circulación.

Menores problemas de vaporización externa en el economizador de baja presióndurante el funcionamiento a carga parcial.

Otra posibilidad se muestra en la figura 8.8. En esta disposición el desaerador opera bajouna ligera sobrepresión, lo que produce un vapor de mejor calidad del obtenido condesaerador bajo vació. Para mantener los flujos dentro de los límites razonables, seprecalienta el condensado con el agua de alimentación en un intercambiador de caloragua -agua. Esto significa que la mayor parte del precalentamiento de agua dealimentación esta todavía siendo realizado por el calor del gas de escape. Como siempre,la temperatura del agua de alimentación de la caldera no debe descender por debajo delpunto de roció del agua (combustible sin azufre) o ácido (combustible con azufre)

La desventaja es el menor recalentamiento que resulta de la extracción de vapor de másalta calidad de la turbina. Además; si la presión de condensación es baja, puede sernecesario instalar otro precalentador de baja presión calentado con vapor de extracción,


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

Fig. 8.5 Diagrama de flujo simplificado de C.T.C.C. con sistema de dos presiones ycombustible con contenido de azufre

1. Compresor2. Turbina de gas.3. Bypass de gases (opcional).4. Sobrecalentador de alta presión.5. Evaporador de alta presión.6. Economizador de alta presión.7. Calderín de alta presión.8. Turbina de vapor.9. Condensador.

10. Bypass de vapor de alta presión.11. Tanque de alimentación / desaerador.12. Bomba de alimentación de alta presión.13. Bomba de condensado.14. Bomba de alimentación de baja presión.15. Evaporador de baja presión.16. Calderín de baja presión..17. Precalentador de baja presión


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Fig. 8.6 Diagrama de flujo simplificado de C.T.C.C. con sistema de dos presiones ycombustible sin contenido de azufre

1. Compresor2. Turbina de gas.3. Bypass de gases (opcional).4. Sobrecalentador de alta presión.5. Evaporador de alta presión.6. Economizador de alta presión.7. Calderín de alta presión.8. Turbina de vapor.9. Condensador.10. Bypass de vapor de alta presión.11. Tanque de alimentación / desaerador.12. Bomba de alimentación de alta presión.13. Bomba de condensado.14. Bomba de alimentación de baja presión.15. Evaporador de baja presión.16. Calderín de baja presión..17. Economizador de baja presión.18. Bypass de vapor de baja presión


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

bajas temperaturas

1. Compresor2. Turbina de gas.3. Bypass de gases (opcional).4. Sobrecalentador de alta presión.5. Evaporador de alta presión.6. Economizador de alta presión.7. Calderín de alta presión.8. Turbina de vapor.9. Condensador.10. Bypass de vapor de alta presión.11. Tanque de alimentación / desaerador.12. Bomba de alimentación de alta presión.13. Bomba de condensado.14. Bomba de alimentación de baja presión15. Evaporador de baja presión.16. Calderín de baja presión.17. Economizador de baja presión.18. Bypass de vapor de baja presión.


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Fig. 8.8 Sistema de dos presiones con alimentador de agua usado para precalentar el

condensado

1. Compresor2. Turbina de gas.3. Bypass de gases (opcional).4. Sobrecalentador de alta presión.5. Evaporador de alta presión.6. Economizador de alta presión.7. Calderín de alta presión.8. Turbina de vapor.9. Condensador.10. Bypass de vapor de alta presión.11. Tanque de alimentación / desaerador.12. Bomba de alimentación de alta presión.13. Bomba de condensado.14. Bomba de alimentación de baja presión15. Evaporador de baja presión.16. Calderín de baja presión..17. Economizador de baja presión.18. Bypass de vapor de baja presión.19. Precalentador de agua de alimentación


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8.3.2 BALANCE ENERGETICO DEL ARREGLO DE CICLO COMBINADO DE DOSPRESIONES

A continuación se presenta el balance energético, térmico y másico de los sistemas de deciclo combinado, uno cuando se utiliza combustible con contenido de azufre (figura 8.9) yel otro cuando se utiliza combustible sin contenido de azufre (figura 8.10).

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


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Fig. 8.10 Balance energético, térmico y másico de un C.C.C de doble presión y concombustible sin contenido de azufre

En la figura 8.11 se muestra el diagrama de flujo energético de la central de ciclocombinado de doble presión analizada, que posee un economizador de baja presión.

Para este mismo arreglo, en la figura 8.12, se ilustra el diagrama temperatura vs. Calortransferido en la caldera recuperadora; y en la figura 8.13 se presenta la relación de laPotencia relativa de salida y el rendimiento de un sistema de ciclo combinado de doblepresión, en función de las temperaturas del aire y del agua de enfriamiento


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Q Energía de entrada a la central (energía del combustible)V1 Pérdidas en el condensadorV2 Pérdidas en la chimenea (gases de escape)V3 Pérdidas debidas a radiación en la caldera recuperadoraV4 Pérdidas en el bypass de combustibleV5 Pérdidas debidas a radiación y generador de la turbina a gasV6 Pérdidas debidas a radiación y generador de la turbina a vapor

GT Producción de electricidad en el set turbina a gasST Producción de electricidad en el set turbina a vapor

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

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


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Fig. 8.13 Potencia relativa de salida y rendimiento de un sistema de ciclo combinado de

doble presión, en función de las temperaturas del aire y del agua de enfriamiento


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8.4 EFECTO DE LOS PARÁMETROS MÁS IMPORTANTES DE DISEÑO SOBRE LAPRODUCCIÓN DE POTENCIA Y RENDIMIENTO EN C. C. C.

Los parámetros de diseño de una central térmica de ciclo combinado, son los siguientes:

1). Presión de vapor vivo.2). Temperatura de vapor vivo.3). Precalentamiento del agua de alimentación.4). Presión del condensador.5). Punto de pinzado de la caldera de calor residual.6). Temperatura del gas de escape de la turbina a gas.

1). Presión de vapor vivo.La figura 8.14 muestra el rendimiento del proceso de vapor en función de lapresión del vapor vivo de alta presión. La figura 8.15 es una presentación análogapara la presión de vapor vivo de baja presión.

La forma de ambas curvas explica las funciones opuestas de los evaporadores dealta presión y baja presión. El propósito del primero es generar vapor de altacalidad, el del segundo es utilizar el calor residual restante tanto como seaposible, lo que se puede conseguir únicamente si la presión en el evaporador esrelativamente baja. Sin embargo dos son las razones por las que no esconveniente que la presión en el evaporador de baja presión no descienda pordebajo de aproximadamente 3 bares; esto es:

- La caída de entalpía disponible en la turbina se torna muy pequeña.- El caudal de vapor deviene muy grande, lo que impone conductos de gran

sección. A la hora de seleccionar las presiones de vapor vivo de baja presión y de altapresión, se han de tener en cuenta las condiciones siguientes:

- La presión del vapor de alta presión debe ser relativamente alta paraalcanzar una buena utilización exergética del calor residual.

- La presión del vapor de baja presión, debe ser baja para conseguir unabuena utilización energética del calor de escape.

Fig. 8.14 Efecto de la presión de vapor vivo de alta presión sobre el rendimiento delproceso de vapor


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

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

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


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2). Temperatura de vapor vivo

La temperatura de vapor vivo deberá acá también ser tan alta como sea posible,sin que se aproxime mucho a la temperatura del gas de escape de la turbina.

Un sobrecalentamiento más alto en el evaporador de baja presión, mejoraligeramente el rendimiento. Sin embargo, conseguirlo sin un sobrecalentador,aporta la ventaja de reducir la caída de presión entre el evaporador y la turbina devapor.

Al seleccionar la temperatura de vapor vivo de baja presión, se debe tener encuenta la diferencia de temperatura entre el vapor de alta presión después de laexpansión y el vapor de baja presión en el punto de mezcla de la turbina.

Si la diferencia es demasiado grande dentro de la máquina, se producentensiones térmicas innecesarias y no convenientes. Ahora bien, una temperaturade vapor de baja presión alta, presenta la ventaja a manera de un“recalentamiento bajo” que reduce el peligro de erosión en la turbina debido a lahumedad.

Esta consideración puede ser la razón que aconseje instalar un sobrecalentadorde baja presión, particularmente si la presión del vapor vivo de alta presión esalta, y la que se tiene en el condensador baja.

3). Precalentamiento del agua de alimentación.

Como en el caso de sistemas sencillos de una sola presión, la temperatura delagua de alimentación afecta muy considerablemente al rendimiento del procesode vapor, ya que influye directamente en la tasa de utilización de calor residual enla caldera.

Si es necesario, en orden a prevenir corrosión a baja temperatura, elevar latemperatura del agua de alimentación, se deberá utilizar un precalentamiento envarios escalones (1 a 2 precalentadores de baja presión y un desaereador).

La figura 8.17 muestra como la temperatura del agua de alimentación y el númerode precalentadores afectan el rendimiento del proceso de vapor.


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Fig. 8.17 Efecto de la temperatura del agua de alimentación y el número deprecalentadores de baja presión, sobre la eficiencia del proceso de vapor

4). Presión del condensador

En la figura 8.18 se puede apreciar como la presión del condensador afecta alrendimiento o a la producción de potencia del proceso de vapor; pues a medidaque aumenta la presión absoluta en el condensador el rendimiento del procesodisminuye con una tendencia más o menos cuadrática.

En un sistema de dos niveles de presión, un deterioro del vació en elcondensador tiene un efecto mayor que en los sistemas con un solo nivel depresión, dado el mayor flujo de vapor de escape.

5). Punto de pinzado de la caldera de calor residual.El punto de pinzado del evaporador de alta presión es en los sistemas de dospresiones menos importante que en los de una, ya que el calor que no es utilizado

se recupera en el evaporador de baja presión.

La pérdida de producción de potencia se debe únicamente a la diferencia deexergía entre las secciones de vapor de alta presión y baja presión.

Con un sistema de dos presiones, los puntos de pinzado de los evaporadores dealta presión y baja presión, tienen menos efecto sobre el rendimiento del procesode vapor que en los sistemas de una sola presión. En general, los puntos depinzado seleccionados para los sistemas de dos presiones son mayores que enlos sistemas de una sola presión.

La figura 8.19 muestra el rendimiento relativo del proceso de vapor, en función delos puntos de pinzado de los evaporadores de alta y baja presión


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

Una disminución de la temperatura del gas de escape de la turbina reduce elrendimiento del proceso de vapor. Esta reducción, sin embargo, es menospronunciada en los sistemas de dos presiones que en los de una, dado que latasa de utilización de energía no desciende tan rápidamente.

Cuanto más baja es la temperatura del gas de escape de la turbina de gas, mayorsentido tiene utilizar un sistema de dos presiones.

La figura 8.20 muestra la relación entre los rendimientos de los procesos de dospresiones y de una presión, en función de las temperaturas del gas de escape dela turbina de gas. A la temperatura teórica del gas de escape de 750 °C, estarelación es prácticamente la unidad.

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


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

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

a gas


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PARTE PRÁCTICA

EJERCICIO. Dado el esquema térmico de una central termoeléctrica de ciclo combinadode 102.6 MW y 45% de rendimiento energético de planta, con sus componentesindicados y balance térmico respectivo. Se pide:

- Identificar cada uno de los procesos termodinámicos en un diagrama T-S y H-S- Calcular las ganancias y pérdidas de energía y construir el diagrama de flujo

energético de dicha central, en valores y porcentajes- Calcular las ganancias y pérdidas de exergía y construir el diagrama de flujo

exergético de dicha central, en valores y porcentajes

1. Compresor2. Set Turbina a gas3. Bypass de gases4. Sobrecalentador5. Evaporador6. Economizador

7. Calderín8. Set Turbina de vapor9. Condensador10. Bypass de vapor11. Tanque de agua de alimentación / desaerador12. Bomba de agua de alimentación13. Bomba de condensado


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Parámetros térmicos de la central

Balance energético porcentual


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Balance exergético porcentual


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8.5 COSTOS COMPARATIVOS DE GENERACION CON CICLO COMBINADOS YOTROS

A la hora de seleccionar el tipo de tecnología a utilizar para cubrir una determinadademanda eléctrica en estudio, primeramente se realiza un análisis comparativo técnico-económico de factibilidad con cada una de las alternativas tecnológicas existentes en elmercado.

Así; en el siguiente gráfico, el eje horizontal representa las horas del año y en el ejevertical el costo de inversión en US$/kW-año y la pendiente de cada una de las curvasrepresenta el costo variable de operación. Allí puede observarse la conveniencia de latecnología, teniendo en cuenta las horas de utilización al año, a mejores condiciones derendimiento.

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


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Valor calórico de Gas Natural para Generación Termoeléctrica

Empresa CentralPoder

CaloríficoBtu/pcs

TERMOSELVA Aguaytía LHV 876.0500

HHV 971.0200EEPSA Malacas 2 LHV 954.0400

HHV 1,058.0300

Malacas 3 LHV 954.0400

HHV 1,058.0300

EDEGEL Ventanilla LHV 974.5850

HHV 1,079.6600

Santa Rosa LHV 957.1350

HHV 1,079.0100

Santa Rosa 2 LHV 976.3090

HHV 1,081.3500

ENERSUR Chilca 1 LHV 954.1300

HHV 1,056.9300

KALLPA Kallpa LHV 975.0300

HHV 1,080.0800

Las Flores LHV 974.2600

HHV 1,079.2000

SDF Oquendo LHV 973.5400

HHV 1,078.5700

EGESUR Independencia LHV 975.0000

HHV 1,080.0000

EGASA Pisco LHV 975.0000

HHV 1,080.0000

SDE PIURA Tablazo Colan LHV 963.1000HHV 1,067.5500

FÉNIX POWER PERU Fénix LHV 989.0000

HHV 1,075.0000

ILLAPU ENERGY Planta Huachipa LHV 975.0000

HHV 1,080.0000

TERMOCHILCA Olleros LHV 975.2700

HHV 1,080.3000

Centrales Termoelectricas 2016-1 (Semanas 1 a 7)

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