Centrales de Vapor

UNIVERSIDAD DEL BIO BIO FACULTAD DE INGENIERÍA

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA MECÁNICA

CENTRALES DE VAPOR

HERNANDO CORNEJO F. 2010

CENTRALES DE ENERGÍA. Hernando Cornejo Félix 2

1. CICLOS DE LAS PLANTAS DE VAPOR

1. 1. COMPONENTES DE UNA PLANTA DE VAPOR vapor 1 CALDERA TURBOGENERADOR 4 2 CONDENSADOR BOMBA Condensado 3

1.2. CICLO DE CARNOT DE UNA PLANTA DE VAPOR Es un ciclo teórico, ideal, que determina el mayor rendimiento que es posible alcanzar en una máquina térmica. Carnot demostró que este rendimiento máximo depende exclusivamente de los niveles de temperatura entre los cuales trabaja el vapor. Su estudio es importante porque orienta el desarrollo de las plantas térmicas, entregando los lineamientos fundamentales que permiten aumentar la eficiencia de estas máquinas.

Ciclo de Carnot en Diagramas h-s (Mollier) y t-s del vapor h t p. cald. 1 p. cald. p.cond. 4 1 p. cond. 2 4 3 2 3 s s


1.3. CICLO DE RANKINE

Rankine modificó el ciclo de Carnot permitiendo que en el proceso de condensación (2-3) el agua alcance el estado de líquido saturado. De este modo una bomba se encarga de elevar la presión del fluido hasta la presión de la caldera. Debido a que la temperatura de absorción de calor en la caldera es, en términos promedio, menor que en el ciclo de Carnot, el ciclo de Rankine tiene un rendimiento mas bajo.

Ciclo de Rankine en Diagramas h-s (Mollier) y t-s del vapor h t p. cald. 1 p. cald. p.cond. 4 1 p. cond. 2 4 3 2 3 s s

1.4. CICLO CON SOBRECALENTAMIENTO Consiste en sobrecalentar el vapor a la salida de la caldera. Con esto se logra incrementar el rendimiento del ciclo debido al aumento de la temperatura media de absorción de calor.

Ciclo en Diagramas h-s (Mollier) y t-s del vapor h t 1 1 4 p. cond. 2 4 3 2 3 s s


1.5. CICLO CON RECALENTAMIENTO INTERMEDIO

El propósito del recalentamiento a una presión intermedia (p.int.) es evitar la presencia de vapor húmedo en la turbina. No necesariamente incrementa el rendimiento de la planta.

Ciclo en Diagramas h-s (Mollier) y t-s del vapor

p.cald. h p.cald. p. int. T p.int. 1 3 p.cond p.cond. 2 1 3 4 2 4 6 6 5 5 s s vapor 1 CALDERA 2 3 6 recalentador intermedio 4 BOMBA Condensado 5


1.6. CICLO CON EXTRACCIONES

En estos ciclos se extrae pequeñas cantidades de vapor de la turbina con el propósito de precalentar el agua de alimentación a la caldera. Este precalentamiento aumenta la temperatura del proceso de absorción de calor con lo que se incrementa el rendimiento de la planta. Las extracciones se realizan a presiones intermedias calculadas para lograr el máximo impacto en el rendimiento. En las plantas modernas se contemplan hasta 11 extracciones. vapor 1 CALDERA TURBOGENERADOR precalentador Extracción de vapor (p. ext.) 2 CONDENSADOR BOMBA Condensado 3


2 . CENTRAL TÉRMICA BOCAMINA

2.1. CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES

UBICACIÓN : Schwager, Coronel, Chile TIPO DE PLANTA : Convencional de vapor con extracciones. POTENCIA : 125 MW COMBUSTIBLE : Carbón Pulverizado.

PCI= 4000-6000 Kcal/kg RENDIMIENTO PLANTA : 34% PRODUCCIÓN DE VAPOR : 400 Ton/h PRESIÓN DEL VAPOR : 162 bar T° VAPOR SOBRECALENTADO : 540 °C T° VAPOR RECALENTADO : 540 °C T° CONDENSADOR : 45 °C COSTO KWH : 2,2 (US c$/kwh) (considera precio carbón 50 US$/ton)


2.2. CICLO DE VAPOR DE LA CENTRAL TÉRMICA BOCAMINA

1. CALDERA 2. SOBRECALENTADOR 3. RECALENTADOR 4. ECONOMIZADOR 5. TURBINA. CUERPO DE ALTA PRESIÓN 6. TURBINA. CUERPO DE MEDIA PRESIÓN 7. TURBINA. CUERPO DE BAJA PRESION 8. CONDENSADOR 9. GENERADOR 10. BOMBAS DE CONDENSADO 11. PRECALENTADOR B.P. N° 1 12. PRECALENTADOR B.P. N° 2 13. PRECALENTADOR B.P. N° 3 14. DESGASIFICADOR 15. PRECALENTADOR A.P. N° 5 16. PRECALENTADOR A.P. N° 6 17. BOMBAS DE ALIMENTACIÓN 18. ESTANQUE DE CONDENSADO DE RESERVA 19. ESTANQUE DE AGUA DESMINERALIZADA


3. CALDERAS Y GENERADORES DE VAPOR

3.1. OBJETIVOS DE LAS CALDERAS

GENERAR PARA

• CALEFACCIÓN AGUA CALIENTE

• USO GENERAL

• CALEFACCIÓN

• PROCESOS INDUSTRIALES VAPOR

• ELECTRICIDAD

3.2. FUNCIONAMIENTO DE LAS CALDERAS

HOGAR

SALIDA DE VAPOR

NIVEL DE AGUA

ENTRADA DE AGUA

RECIPIENTE METÁLICO Y ZONA DE TUBOS

CAMÁRA DE COMBUSTIÓN


3.3. CLASIFICACIÓN DE CALDERAS

SEGÚN LA PRESIÓN DE TRABAJO

MUY BAJA PRESIÓN 0 – 0,5 bar

BAJA PRESIÓN 0,5 – 2,5 bar

MEDIANA PRESIÓN 2,5 – 10 bar

ALTA PRESIÓN 10 – 225 bar

SUPERCRÍTICAS sobre 225 bar

SEGÚN LA CIRCULACIÓN INTERNA DEL AGUA

CIRCULACIÓN NATURAL Por efecto térmico

CIRCULACIÓN FORZADA Mediante bomba

SEGÚN EL FLUIDO QUE PRODUCEN

AGUA CALIENTE

VAPOR SATURADO

VAPOR SOBRECALENTADO

ACEITE TÉRMICO


SEGÚN LA ZONA DE TUBOS

CALDERAS

PIROTUBULARES

Los gases pasan por dentro de los tubos

transfiriendo su calor al agua que los rodea

CALDERAS ACUOTUBULARES

El agua pasa por dentro de los tubos recibiendo calor de los gases que

pasan por fuera


3.4. CALDERAS PIROTUBULARES

CARACTERÍSTICAS

• Sencillez de construcción • Facilidad de inspección, reparación y limpieza • Presiones máximas hasta 15 bar • Capacidades máximas hasta 25 ton/h • Dimensiones máximas: 5 m de diámetro, 12 m de largo


3.5. CALDERAS ACUOTUBULARES

CARACTERÍSTICAS

• Bajo riesgo de explosión • Bajo peso por ton/h de vapor • Puede producir vapor saturado y sobrecalentado • Presiones máximas hasta 230 bar • Capacidades máximas hasta 2000 ton/h de vapor • Dimensiones máximas: hasta 100 m de altura


CALDERA ACUOTUBULAR DE UNA CENTRAL

TERMOELÉCTRICA

1 Ventilador de tiro forzado 6 Sobrecalentador

2 Precalentador de aire 7 Domo

3 Ingreso de combustible 8 Economizador

4 Zona de combustión (Hogar) 9 Precipitador de cenizas

5 Tubos del hogar 10 Ventilador de tiro inducido

1 10

9

2

8

7 6

5

4

3


CALDERA DE LA CENTRAL TÉRMICA BOCAMINA


3.6. CAPACIDAD DE CALDERAS

Es una medida del calor que absorbe el agua en la caldera

FORMAS DE EXPRESAR LA CAPACIDAD

SIMB. DENOMINACIÓN DEFINICIÓN RELACION UNIDAD

QA CALOR ABSORBIDO

POR EL AGUA

Es el calor que absorbe el agua en la caldera

Q

KW

Mv MASA NOMINAL DE

VAPOR

Es la cantidad de vapor saturado que produce la caldera operando a 1 bar y temperatura de agua a la entrada de 100ºC.

Q=Mv·2256

Kg/h

SC SUPERFICIE DE CALEFACCIÓN

Es la superficie de transferencia de calor entre los gases de combustión y el agua o vapor

Mv=SC·Ce

Ce=Coeficiente de evaporación

m2


VALORES DE COEFICIENTES DE EVAPORACIÓN Ce

TIPO DE CALDERA Ce (Kg/h·m2)

Pirotubular de hogar exterior 12-15

Pirotubular hogar interior, carbón

20-25

Pirotubular hogar interior, petróleo o gas

25-30

Acuotubulares 40-100 (y más)


3.7. ASPECTOS REGLAMENTARIOS

(Basado en el Reglamento de Calderas y Generadores de vapor, Decreto nº 48 del 24 de febrero de 1984)

A. CONDICIONES GENERALES DE LA INSTALACIÓN

CONDICIÓN EXIGENCIA

SC igual o mayor a 5 m2

p igual o mayor a 2,5 bar SALA DE CALDERAS

B. REGISTRO DE CALDERAS

EXIGENCIA

Inscripción en Servicio de Salud Nº DE REGISTRO SS

Registro de datos y observaciones LIBRO DE VIDA

C. INDIVIDUALIZACIÓN

PLACA DE CALDERAS

• Nombre del Fabricante

• Número de Fábrica

• Año de Fabricación

• Superficie de Calefacción

• Presión Máxima de Trabajo

• Número de Registro del Servicio de Salud


3.8. CIRCUITO DEL AGUA DE ALIMENTACIÓN

3.8.1. AGUA DE ALIMENTACIÓN

IMPUREZAS QUE PRESENTA EL AGUA

SÓLIDOS EN SUSPENSIÓN

Lodos, Oxidos, Residuos

SALES DISUELTAS

Calcio (Ca), Magnesio (Mg), Cloruros

GASES DISUELTOS

Oxígeno, Dióxido de Carbono

PROBLEMAS QUE CAUSAN LAS IMPUREZAS

INCRUSTACIONES

Depósito de sales de Ca y Mg.

Se reduce el rendimiento. Sobrecalentamiento de los tubos.

ARRASTRE Arrastre de humedad y sólidos por parte del vapor. Se debe a la presencia excesiva de sólidos disueltos y en suspensión.

CORROSIÓN Ataque químico a paredes y tubos debido a la acción del O2 y CO2.

FRAGILIDAD CÁUSTICA

Agrietamiento de los tubos por exceso de Hidróxido de Sodio (NaOH,Soda Cáustica).


3.8.2. ANÁLISIS DEL AGUA DE ALIMENTACIÓN

VALORES RECOMENDADOS (%) ANÁLISIS UNID DESCRIPCIÓN

ALIM. CALDERA REG.

DUREZA

ppm

CaCO3

Cantidad de sales de

Ca y Mg

0-6 0-20 0-35

PH Acidez o alcalinidad 7-9,5 10,5-12,0 7-14

ALCALINIDAD ppm

CaCO3

Capacidad para neutralizar la acidez

50-150 < 800

CLORUROS ppm Concentración de minerales disueltos

15-10 < 300

SÓLIDOS EN SUSPENSIÓN

ppm Concentración de sólidos en suspensión

< 350

TDS ppm Total de sólidos disueltos y en suspensión

< 3500

CONDUCTIVIDAD

µmho/cm Mide los TDS < 5000

SILICE < 55 < 250

FIERRO < 10

OXÍGENO 0-0,1

SULFITO RESIDUAL

ppm

SO3

15-40

FOSFATO RESIDUAL

ppm

PO4

20-60


3.8.3. TRATAMIENTOS

IMPUREZAS ANÁLISIS PROBLEMAS TRATAMIENTOS

SALES DISUELTAS

DUREZA INCRUSTACIONES

Ablandamiento

• Soda

• Fosfato

• Resinas

ARRASTRE

SÓLIDOS DISUELTOS

Y EN SUSPENSIÓN

TDS

CONDUCTIVIDAD

ALCALINIDAD FRAGILIDAD CÁUSTICA

• Filtración

• Extracciones

GASES DISUELTOS

PH

OXIGENO

CORROSIÓN

• Desaireación

• Sulfito

• Hidracina


ABLANDADORES DE AGUA (RESINAS)


INSTALACIÓN DEL ABLANDADOR


EXTRACCIONES

BALANCE DE MASAS

Vapor V; Cv=0

Alim A

Ca

Extracción E; Ce

A: Flujo de Agua de Alimentación (m3/h) V: Flujo de Vapor E: Extracciones (m3/h) o (ton/h) Ci: Concentración de impurezas en (gramos/m3) o (ppm) Cv= 0 Ce > Ca 1m3 agua = 1 ton agua

BALANCE DE AGUA A = V + E (ton/h)

BALANCE DE IMPUREZAS A·Ca = V·Cv + E·Ce (gr/h)

A·Ca = E·Ce (gr/h) CICLOS DE CONCENTRACIÓN

Nc = Ce/Ca = A/E conviene que sea alto PORCENTAJE DE EXTRACCIÓN

E = A x (Ca/Ce)x 100


DESAIREADORES


.

4

7

6

2

1

3

5 8

10

9

3.8.4. CIRCUITO DEL AGUA DE ALIMENTACIÓN

ASPECTOS REGLAMENTARIOS

Nº DESCRIPCIÓN

1 Estanque del agua de alimentación. Desgasificador

2 Bomba. Se debe disponer de dos o más medios de alimentación. En calderas de combustible sólidos uno de los medios debe ser independiente de la energía eléctrica.

3 Cañería de alimentación de diámetro mínimo 13 mm. Capacidad de 1,25 veces la capacidad de vaporización de la caldera. Presión 1,25 veces la presión máxima de trabajo

4 Válvula de retención

5 Válvula de paso de cierre manual

6 Extremo de descarga sobre el nivel mínimo de agua de la caldera

7 Tubo de desagüe (al menos uno).

8 Estanque de retención de purgas

9 Caldera

10 Salida de vapor


3.8.5. SISTEMAS DE CONTROL Y SEGURIDAD

3.8.5.1. DISPOSITIVOS REGLAMENTARIOS

TIPO IDENTIFICACIÓN

TUBO DE VIDRIO INDICADORES DE NIVEL LLAVES DE PRUEBA OBSERVACIÓN

MANÓMETRO

VÁLVULAS DE SEGURIDAD

TAPÓN FUSIBLE

SÓLO CALDERAS DE GRAN VOLUMEN DE AGUA

Y DE HOGAR INTERNO

ALARMAS DE NIVEL DE AGUA SEGURIDAD

COMPUERTAS DE EXPLOSIÓN

SÓLO CALDERAS DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS Y GASEOSOS


INDICADORES DE NIVEL

TUBO DE NIVEL LLAVES DE PRUEBA


MANÓMETRO

TAPÓN FUSIBLE


VÁLVULA DE SEGURIDAD


INDICADORES DE NIVEL

MANÓMETRO VÁLVULA DE SEGURIDAD


3.8.5.2. DISPOSITIVOS DE CONTROL

DEL AGUA DE ALIMENTACIÓN (NIVEL)

OBJETIVO

Mantener el nivel de agua constante bajo todas las condiciones de consumo de vapor

TIPOS DE SISTEMAS DE CONTROL DE NIVEL

INTERMITENTE Detecta el nivel y actúa sobre la bomba

1 ELEMENTO

CONTÍNUO Detecta el nivel y actúa sobre la válvula del agua alimentación

2 ELEMENTOS CONTÍNUO

Detecta el nivel y el flujo de vapor y actúa sobre la válvula del agua de alimentación

3 ELEMENTOS CONTÍNUO

Detecta el nivel, el flujo de vapor y el flujo de agua de alimentación y actúa sobre la válvula del agua de alimentación


CONTROL DE NIVEL DE UN ELEMENTO INTERMITENTE

Para capacidades menores a 20 ton/h

Actúa sobre la bomba.

DETECTOR DE NIVEL DE FLOTADOR


CONTROL DE NIVEL DE FLOTADOR


CONTROL DE NIVEL DE UN ELEMENTO CONTÍNUO

Para capacidades menores a 40 ton/h.

Actúa sobre la válvula del agua de alimentación.

VARIACIONES EN EL CONSUMO DE VAPOR

EFECTO SWELLING

EFECTO SHRINKING

Mv

p EXPANSIÓN BURBUJAS

nivel

Mv

p CONTRACCIÓN BURBUJAS

nivel


CONTROL DE NIVEL DE DOS ELEMENTOS

VARIACIONES EN EL FLUJO DE AGUA DE ALIMENTACIÓN

EFECTO SHRINKING (SWELLING)

CONTROL DE NIVEL DE TRES ELEMENTOS

Ma CONTRACCIÓN DE BURBUJAS

nivel


4. TURBINAS DE VAPOR

4.1. TURBINA DE VAPOR DE UNA ETAPA

ÁLABES

TOBERA DE INGRESO DE VAPOR

ROTOR

EJE


4.2. TURBINA DE VAPOR DE VARIAS ETAPAS

INGRESO DE VAPOR

ETAPAS (ROTORES)

SALIDA DEL VAPOR

EJE


4.3. TIPOS DE TURBINAS


5. EMISIONES EN PLANTAS TÉRMICAS

La combustión de los combustibles utilizados en las plantas térmicas genera necesariamente productos gaseosos que impactan el medioambiente. A algunos de estos productos no se les reconoce impactos negativos directos, como por ejemplo, el dióxido de carbono (CO2) o el vapor de agua (H2O). Otros, sin embargo, han sido identificados como responsables de provocar daños en la salud humana y en los organismos vivientes con los cuales entran en contacto. Dentro de este último grupo, denominados contaminantes, se encuentran los óxidos de azufre, los óxidos de nitrógeno, el material particulado y los hidocarburos no quemados. Se incluye también la emisión de metales pesados como el mercurio, níquel y vanadio, asociado a la combustión de carbón y pet coke. Muchos países, entre ellos Chile, han hecho esfuerzos para reducir la producción de elementos de contaminantes, estableciendo reglamentaciones que restrigen la emisiones nocivas y estimulando, mediante franquicias económicas, el uso de combustibles y tecnologías más limpias.

5.1. PROCESO DE COMBUSTIÓN

+ =

+ =

COMBUSTIBLE

AIRE PRODUCTOS DE COMBUSTIÓN

C

H

S

N2

O2

H2O

CENIZAS

O2

N2

CO2 CO (contaminante) H2O N2, O2 SOX (contaminante, lluvia ácida) NOX (contaminante, lluvia ácida) Hn Cm (contaminante) Partículas (contaminante)


5.2. NORMA DE EMISIÓN PARA TERMOELÉCTRICAS

Hasta el 11 de marzo de 2010 se encontraba en proceso de consulta pública el Anteproyecto NORMA DE EMISIÓN PARA TERMOELÉCTRICAS, Resolución Exenta Nº 7550 del 7 de diciembre de 2009. Se espera que esta norma entre en vigencia en los próximos meses. La norma propuesta contempla límites máximos de emisión de Material Particulado (MP), Oxidos de Azufre, Oxidos de Nitrógeno y Metales Pesados. Para la fijación de estos límites se consideró, entre otras fuentes, valores de referencia internacionales y valores presupuestados en proyectos nacionales en ejecución (Bocamina 2).

VALORES DE REFERENCIA (mg/m3)

EMISIÓN Estados Unidos

Unión Europea

Japón Banco Mundial (1988)

Bocamina 2

(2010) MP 20 30 50 50 50 SO2 192 200 327 2000 275 NOX 139 200 411 750 780


LÍMITES DE EMISIONES SEGÚN

NORMA DE EMISIÓN PARA TERMOELÉCTRICAS Resolución Exenta Nº 7550 del 7 de diciembre de 2009


5.3. AVANCES EN EL CONTROL DE EMISIONES

EMISIÓN

MECANISMOS DE CONTROL

CO, Hn Cm

Ajuste de las condiciones de la combustión Filtros de Manga

MATERIAL PARTICULADO

Precipitadores electrostáticos

Seca (DFGD): • Mezcla de carbón y

caliza en lecho fluidizado

• Absorbedor Seco con caliza o cal

ÓXIDOS DE AZUFRE SOX

Procesos de Desulfurización DESOX

(FGD)

Húmeda (WFGD): • Lavador de gases con

mezcla de agua y caliza Reducción a Baja Temperatura: • Lecho Fluidizado (850-870 °C)

ÓXIDOS DE NITRÓGENO

NOX

Procesos de Desnitrificación

DENOX Reducción a Alta Temperatura: • Reducción Catalítica

Selectiva (SCR) • Quemadores de bajo

NOX


CONTROL DE MATERIAL PARTICULADO

FILTROS DE MANGAS


PRECIPITADORES ELECTROSTÁTICOS

Los precipitadores electrostáticos (PES) capturan las partículas sólidas en un flujo de gas por medio de la electricidad. El PES carga de electricidad a las partículas atrayéndolas a placas metálicas con cargas opuestas ubicadas en el precipitador. Las partículas se retiran de las placas mediante "golpes secos" y se recolectan en una tolva ubicada en la parte inferior de la unidad.


PROCESOS DE DESULFURIZACIÓN (DESOX)

COMBUSTIÓN DE CARBÓN EN LECHO FLUDIZADO CON CALIZA

SO2 + CaCO3 (caliza) �� CaSO3(s) + CO2(g) SO2 + Ca(OH)2 (cal) �� CaSO3(s) + H2O(l) CaSO3(s) + H2O(l) + ½O2(g) �� CaSO4(s) (yeso) + H2O


DESULFURIZADOR DE GASES DE ESCAPE TIPO SECO

(DRY FGD)

• Para calderas de hasta 900 MW

• Eficiencia : Hasta 97%.

• Reactivo: Caliza (CaCO3)

• Combustibles: Carbones hasta 1% de Azufre


DESULFURIZADOR DE GASES DE ESCAPE TIPO HÚMEDO

(WET FGD)

• Para calderas de hasta1300 MW

• Eficiencia : Hasta 99%.

• Reactivos: Caliza (CaCO3) o Cal (Ca(OH)2)

• Combustibles: Hasta 4% de Azufre


REDUCCIÓN CATALÍTICA SELECTIVA DE NOX

(SCR)

NOX + AMONÍACO + OXIGENO �� NITRÓGENO + AGUA


QUEMADORES DE BAJO NOX


6. CENTRAL TÉRMICA MERI PORI UBICACIÓN : Pori, Finlandia TIPO DE PLANTA : De vapor con extracciones y sistemas de

control de emisiones (DESOX, DENOX, precipitador electrostático).

POTENCIA : 560 MW COMBUSTIBLE : Carbón Pulverizado.

PCI= 6000- 7600 Kcal/kg RENDIMIENTO PLANTA : 43% PRODUCCIÓN DE VAPOR : 1584 Ton/h PRESIÓN DEL VAPOR : 240 bar T° VAPOR SOBRECALENTADO : 540 °C T° VAPOR RECALENTADO : 560 °C T° CONDENSADOR : 18 °C COSTO KWH : 1,7 (US c$/kwh) estimado (considera precio carbón 50 US$/ton)


7. PLANTAS DE COGENERACIÓN La cogeneración es la producción conjunta de Potencia Eléctrica o Mecánica (W) y Potencia Térmica o Calor (Q). POTENCIA ELÉCTRICA (W) ENERGÍA PRIMARIA CALOR (Q) El Calor Q se obtiene de la Central en forma de vapor o gases a alta temperatura.

SISTEMAS DE COGENERACIÓN

A. CICLOS SUPERIORES

B. CICLOS INFERIORES

CENTRAL TÉRMICA

• PLANTA DE VAPOR • TURBINA A GAS • PLANTA DIESEL

PLANTA TÉRMICA

PLANTA TÉRMICA

PROCESO TÉRMICO

PROCESO TÉRMICO

ENERGIA PRIMARIA

CALOR RESIDUAL

VAPOR O GASES

W Q

ENERGIA PRIMARIA

CALOR RESIDUAL

CALOR RESIDUAL

Q W


8. PLANTA DE COGENERACIÓN DE ENERGÍA VERDE

UBICACIÓN : Laja, Chile TIPO DE PLANTA : Cogeneración de electricidad y vapor

para proceso (secado de madera) POTENCIA : 9 MW (máxima) VAPOR A PROCESO : 13,5 ton/h (máxima) COMBUSTIBLE : Desechos de madera (cortezas)

PCI= 2000 Kcal/kg PRODUCCIÓN DE VAPOR : 42 Ton/h PRESIÓN DEL VAPOR : 44 bar T° VAPOR SOBRECALENTADO : 450 °C T° CONDENSADOR : 37 °C


GENERADOR DE VAPOR DE ENERGIA VERDE

TIPO : CALDERA ACUOTUBULAR DE DOS DOMOS

PRODUCCIÓN NOMINAL DE VAPOR : 42.000 kg/h PRODUCCIÓN MÁXIMA DE VAPOR : 47.000 kg/h PRESIÓN MÁXIMA DE TRABAJO : 44 bar TEMPERATURA DEL VAPOR : 450 °C TEMPERATURA AGUA ALIMENTACIÓN: 110 °C COMBUSTIBLE PRINCIPAL : Cortezas PCI COMBUSTIBLE : 1976 kcal/kg TIRAJE : Balanceado CIRCULACIÓN DEL AGUA : Natural SUPERFICIE DE CALEFACCIÓN : 1136 m2 ALTURA : 21 m RENDIMIENTO TÉRMICO : 82 %


TURBINA DE VAPOR DE ENERGIA VERDE

Centrales de Vapor

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