Prospectiva y Estado Actual de Proyectos Termoelectricos 2

1

DIRECCIÓN DE PROYECTOS DE INVERSIÓN FINANCIADASUBDIRECCIÓN DE CONSTRUCCIÓN

COORDINACIÓN DE PROYECTOS TERMOELÉCTRICOS

““PROSPECTIVA Y ESTADO ACTUAL DE LOS PROSPECTIVA Y ESTADO ACTUAL DE LOS PROYECTOS TERMOELÉCTRICOS EN CFE”PROYECTOS TERMOELÉCTRICOS EN CFE”

MARZO 2005MARZO 2005

FÍS. JUAN MANUEL RODRÍGUEZ ÁLVAREZFÍS. JUAN MANUEL RODRÍGUEZ ÁLVAREZFÍS. JUAN MANUEL RODRÍGUEZ ÁLVAREZ

2

CAPACIDAD EFECTIVA DEL SERVICIO PÚBLICO POR TIPO CAPACIDAD EFECTIVA DEL SERVICIO PÚBLICO POR TIPO DE CENTRAL AL 2004DE CENTRAL AL 2004

Las centrales hidroeléctricas han mostrado una menor participación en la capacidad efectiva del Servicio Público al pasar de 28% en 1993 a 22% en el 2004. En contraste, las centrales de ciclo combinado incrementaron su participación de 6% en 1993 a 26% en el 2004.

10,215

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

MW

Hidroeléctrica VaporCiclo

combinado Turbogas Combustióninterna

Dual Carboeléctrica Eólica Geotérmica Nucleoeléctrica

CAPACIDAD TOTAL: 45,638 MW

960

2

1,365

2,600

13,758

12,041

2,444

153

2,100

FUENTE: COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD

PROGRAMA DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL 2004-2013

ØEl programa de expansión del SEN para la próxima década contempla una capacidad de 23,831 MW.

Ø6,859 MW se considera capacidad en construcción o comprometida.

Ø16,972 MW se obtendrán de proyectos de capacidad adicional no comprometida.

ØLa capacidad de los proyectos de autoabastecimiento y cogeneración será de 1,123 MWcon lo cual la capacidad adicional total será de 24, 954 MW para los próximos 10 años.

* Considera únicamente autoabastecimiento remoto.

En proceso deconstrucción ocomprometidos

Capacidad adicional

no comprometida

Adiciones delSEN al 2013

Proyectos de

Autoabas y cogeneración

Total de Adiciones Al SEN

6,859

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

16,972

23,831

1,123

24,954

MW


3

EN EL 2003, FUERON CONSUMIDOS EN LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD 44,700 m3/DIARIOS DE COMBUSTÓLEO, 2,000 m3/DIARIOS DE DIESEL, 45.3 MILLONES m3/DIARIOS DE GAS NATURAL Y 13.9 MILLONES DE TONELADAS DE CARBÓN.

CONSUMO DE COMBUSTIBLES FÓSILES PARA LAGENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

LA REDUCCIÓN EN EL CONSUMO DE COMBUSTÓLEO SE DEBE AL PROCESO DE SUSTITUCIÓN DE ÉSTE COMBUSTIBLE POR GAS NATURAL, DEBIDO A RAZONES AMBIENTALES Y TÉCNICAS AL INCREMENTAR LA CAPACIDAD INSTALADA A PARTIR DE CICLOS COMBINBADOS CON BASE EN GAS NATURAL.

GAS NATURAL

20.2%

55.7%

14 %

0.3%

COMBUSTÓLEOGAS NATURAL

CARBÓN

DIESEL

2013

42.2%37 %

19.2%

1.6%

COMBUSTÓLEO

CARBÓN DIESEL

2003

9.8%LIBRE


•FUNCIÓN.••FUNCIÓN.FUNCIÓN.

•PROSPECTIVA DE GENERACIÓN TERMOELÉCTRICA PERIODO 2004-2013

••PROSPECTIVA DE GENERACIÓN PROSPECTIVA DE GENERACIÓN TERMOELÉCTRICA PERIODO 2004TERMOELÉCTRICA PERIODO 2004--20132013

•ESTADO ACTUAL DE SUS PROYECTOS PERIODO 2003-2005

••ESTADO ACTUAL DE SUS ESTADO ACTUAL DE SUS PROYECTOS PERIODO 2003PROYECTOS PERIODO 2003--20052005

4

•Participa desde el anteproyecto con la elaboración de las Bases de Licitación.

•Realiza la evaluación y dictamen de solvencia técnica de las ofertas para Centrales Térmicas Convencionales, Turbinas de Gas, Ciclos Combinados, Carboeléctricas y Motores de Combustión Interna, bajo las diferentes modalidades de contratación (PEE, CAT, OPF y RP).

••Participa desde el anteproyecto con la elaboración de las Bases Participa desde el anteproyecto con la elaboración de las Bases de Licitación.de Licitación.

••Realiza la evaluación y dictamen de solvencia técnica de las Realiza la evaluación y dictamen de solvencia técnica de las ofertas para Centrales Térmicas Convencionales, Turbinas de ofertas para Centrales Térmicas Convencionales, Turbinas de Gas, Ciclos Combinados, Gas, Ciclos Combinados, CarboeléctricasCarboeléctricas y Motores de y Motores de Combustión Interna, bajo las diferentes modalidades de Combustión Interna, bajo las diferentes modalidades de contratación (PEE, CAT, OPF y RP).contratación (PEE, CAT, OPF y RP).

LA COORDINACIÓN DE PROYECTOS TERMOELÉCTRICOS (CPT) Como parte integrante de la CFE, desempeña un papel relevante en la adición de

generación de energía eléctrica para el Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

Asignado el contrato, se realiza la supervisión del proyecto en:ü Ingeniería,ü Construcción, ü Pruebas y puesta en servicio hasta la operación comercial de

la central.

Asignado el contrato, se realiza la supervisión del proyecto en:Asignado el contrato, se realiza la supervisión del proyecto en:üü Ingeniería,Ingeniería,üü Construcción, Construcción, üü Pruebas y puesta en servicio hasta la operación comercial de Pruebas y puesta en servicio hasta la operación comercial de

la central. la central.

ESTADO ACTUAL DE LOS PROYECTOS TERMOELÉCTRICOS

4

2

1

9

5

7 6

8

3

NOTAS:

PEE Productor Externo de Energía

OPF Obra Pública FinanciadaRP Recursos PropiosCC Ciclo combinadoCD Central DieselTG TurbogasCCE Carboeléctrica

INTERCONECTADO SURINTERCONECTADO NACIONAL

1 ÁREA CENTRAL

ÁREA OCCIDENTAL

ÁREA ORIENTAL

ÁREA PENINSULAR

INTERCONECTADO NORTE

ÁREA NORESTE

ÁREA NORTE

ÁREA NOROESTE

ÁREA BAJA CALIFORNIA

ÁREA BAJA CALIF. SUR

2

3

4

5

6

7

8

9

En Elaboración de Bases de Licitación

OPFCONV. TG A CC EL ENCINO (65 MW)

16

PEEC.C. AGUA PRIETA II

(456 MW)24

OPFCCE PACÍFICO

(648 MW)22

En Operación C.C TUXPAN III Y IV (983 MW)

1PEE

OPFCONV. TG A CC EL SAUZ

(137 MW)6

8RP

U TG s SAN LORENZO (264 MW)

En Construcción oSupervisión de Ingría

C.C. CAMPECHE (252 MW)PEE

2

4PEE

C.C. CHIHUAHUA III (259 MW)

3PEE

C.C. MEXICALI (489 MW)

5PEE

C.C. NACO NOGALES (258 MW)

120PF

C.D. BAJA CALIF SUR I(41 MW)

9RP

U TG TUXPAN (165 MW)

10 C.C. RÍO BRAVO III(495 MW)PEE

14 C.C.c RÍO BRAVO IV(500 MW)PEE

PEEC.C. VALLADOLID III

(525 MW)17

En Licitación

23PEE

BAJA CALIF.(ANTESMEXICALI II) (220 MW)

15OPF

CONV. TG A CCHERMOSILLO ( 88 MW)

PEEC.C TUXPAN V

(495 MW)18

INDICA ORDEN DE ENTRADA DE OPERACIÓN COMERCIAL

11OPF

CD GRO NEGRO II (10 MW)

OPFBAJA CALIFORNIA SUR II ( 43 MW)

20 PEEC.C TAMAZUNCHALE

(1135 MW)21

7PEE

C.C ALTAMIRA III Y IV (1036 MW)

PEEC.C ALTAMIRA V

(1121 MW)19

13PEE

C.C. LA LAGUNA II (498 MW)

PEEC.C. NORTE

(441 MW)25

PEEC.C TAMAZUNCHALE II

(1016 MW)26

5

ESTADO ACTUAL DE LAS CENTRALES TERMOELÉCTRICAS

D.I.E / 12-AGOSTO-03

ABREVIATURAS

P.E.E. PRODUCTOR EXTERNO DE ENERGÍA C.C.C. CENTRAL CICLO COMBINADO

R.P. RECURSOS PROPIOS T.G. TURBINA DE GAS

P.S. PRESTADOR DE SERVICIOS C.D. CENTRAL DIESEL

O.P.F. OBRA PÚBLICA FINANCIADA C.C.E. CENTRAL CARBOELÉCTRICA

EN OPERACIÓN COMERCIAL A PARTIR

DEL 2003

SUPERVISIÓN DE INGENIERÍAY/O

CONSTRUCCIÓN

ELABORACIÓN DE BASES DE

LICITACIÓNPRUEBAS Y PUESTA

EN SERVICIO

C.C.C. MEXICALI489 MW P.E.E.

C.C.C. NACO NOGALES258 MW P.E.E.

C.C.C. ALTAMIRAIII Y IV1036 MW

P.E.E.

C.C.C CHIHUAHUA III259 MWP.E.E.

C.D. BAJA CAL. SUR I41 MWO.P.F.

C.C.C. RÌO BRAVO III495 MW

P.E.E.

C.C.C. LA LAGUNA II498 MW

P.E.E.

C.C.C. RÌO BRAVO IV500 MW

P.E.E.

ENLICITACIÓN

BAJA CALIF.(ANTES MEXICALI II)

220 MWP.E.E.

C.C.C. TUXPAN V495 MW

P.E.E

C.C.C. ALTAMIRA V1121 MW

P.E.E.

C.C VALLADOLID III525 MWP.E.E.

C.C.E. PACÍFICO648 MW

O.P.F.

C.C.C. AGUA PRIETA II 456 MWP.E.E

CONV TG A CC HERMOSILLO

88 MWO.P.F.

CD BAJA CALIF. SUR II43 MWO.P.F.

C.C.C. CAMPECHE252 MWP.E.E.

C.C.C. TUXPAN III Y IV983 MWP.E.E.

UTG TUXPAN165 MW

R.P.

CONV DE TG A CCEL SAUZ

137 MW O.P.F.

UTG´s SAN LORENZO264 MW

R.P.

C.D. GRO. NEGRO II 10 MWO.P.F.

C.C. TAMAZUNCHALE1135 MW

P.E.E.

C.C.C. NORTE441 MWP.E.E

C.C.C. TAMAZUNCHALE II

1016 MWP.E.E

CONV TG A CC EL ENCINO65 MWO.P.F.

CAPACIDAD ADICIONAL NETA COMPROMETIDA PERIODO 2004-2007

4,769

1,925

0

500

1,000

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

PRODUCTOR

EXTERNO DE

ENERGÍA

RECURSOS

PROPIOS

OBRA

PÚBLICA

FINANCIADA

165

CAPACIDAD COMPROMETIDA

Capacidad adicional que se pondrá a disposición del Sistema Eléctrico Nacional en los próximos años, a través de Centrales Termoeléctricas en proceso de construcción, licitación o ya contratadas, en sus diferentes modalidades.

La capacidad comprometida o en construcción para los siguientes años ascienda a 6, 859 MW. De la capacidad total, el 71.7 % se construirá con tecnología de ciclo combinado de las plantas en proceso (incluyendo las centrales en conversión). Unode los principales proyectos es el de la CH Manuel Moreno Torres segunda etapa, la cual contribuye con 930 MW.

La modalidad con mayor participación es la de Productor Externo de Energía, los cuales registran el 69.5 % de aportación de capacidad, mientras que la Obra Pública Financiada representa un 28.1% y el resto se financia con Recursos Propios.

CAPACIDAD COMPROMETIDA

Capacidad adicional que se pondrá a disposición del Sistema Eléctrico Nacional en los próximos años, a través de Centrales Termoeléctricas en proceso de construcción, licitación o ya contratadas, en sus diferentes modalidades.

La capacidad comprometida o en construcción para los siguientes años ascienda a 6, 859 MW. De la capacidad total, el 71.7 % se construirá con tecnología de ciclo combinado de las plantas en proceso (incluyendo las centrales en conversión). Unode los principales proyectos es el de la CH Manuel Moreno Torres segunda etapa, la cual contribuye con 930 MW.

La modalidad con mayor participación es la de Productor Externo de Energía, los cuales registran el 69.5 % de aportación de capacidad, mientras que la Obra Pública Financiada representa un 28.1% y el resto se financia con Recursos Propios.

MW

6

PROYECTOS EN OPERACIÓN COMERCIALPERIODO 2003 - 2005

PRODUCTORES EXTERNOS DE ENERGÍA:3,772 MWOBRA PÚBLICA FINANCIADA:147 MWRECURSOS PROPIOS: 429 MW

PRODUCTORES EXTERNOS DE ENERGÍA:3,772 MWOBRA PÚBLICA FINANCIADA:147 MWRECURSOS PROPIOS: 429 MW

CCC TUXPAN III Y IV 983 MUNICIPIO DE TUXPAN, VER.

CCC CAMPECHE 252 PALIZADA, CAMPECHE.

CCC MEXICALI 489 PROGRESO, MEXICALI.

CCC CHIHUAHUA III 259 MUN. DE CD. JUAREZ CHIH.

CCC NACO NOGALES 258 AGUA PRIETA, SONORA.

CCC ALTAMIRA III Y IV 1036 PUERTO INDUSTRIAL, ALTAMIRA.

CCC RÍO BRAVO III 495 ANAHUAC, TAMPS.

PROYECTO

24 DE DICIEMBRE 2003

01 DE ABRIL 2004

COMERCIAL REALUBICACIÓN

20 DE JULIO 2003

09 DE SEPTIEMBRE 2003

04 DE OCTUBRE 2003

CAPACIDAD MW FECHA DE OPERACIÓN

PRODUCTORES EXTERNOS DE ENERGÍA23 DE MAYO 2003

28 DE MAYO 2003

CONV. TG A CC EL SAUZ 137 PEDRO ESCOBEDO, QUERETARO

CD GRO NEGRO II 10 MULEGE, BCS

UTG´s SAN LORENZO 264 SAN LORENZO, ALMECATLA, PUE.

UTG TUXPAN 165 TUXPAN, VER.

TOTAL: 4, 348 MW

17 DE JUNIO 2004

02 DE ENERO 2004



OBRA PÚBLICA FINANCIADA

RECURSOS PROPIOS

PROYECTOS QUE SE ENCUENTRAN EN ETAPA DE SUPERVISIÓNDE INGENIERÍA Y/O CONSTRUCCIÓN

Ø LA OPERACIÓN COMERCIAL ESTA PROGRAMADA PARA LOS AÑOS 2004, 2005, 2006 Y 2007

CCC RÍO BRAVO IV 500 ANAHUAC, TAMPS.

CCC LA LAGUNA II 498 GÓMEZ PALACIO, DURANGOCCC VALLADOLID III 525 MÉRIDA, YUCATAN

CCC ALTAMIRA V 1121 PUERTO INDUSTRIAL, ALTAMIRACCC TAMAZUNCHALE 1135 MUN. DE TAMAZUNCHALE, SLPCCC TUXPAN V 495 MUN. DE TUXPAN, VERACRUZ

CD. BAJA CALIFORNIA SUR I 41 LA PAZ, BCS

CONV. TG A CC HERMOSILLO 88 HERMOSILLO, SONORACONV. TG A CC EL ENCINO 65 CHIHUAHUA, CHIHUAHUA

CD. BAJA CALIFORNIA SUR II 43 MUN. DE LA PAZ B.C.S

TOTAL : 4,511 MW

PRODUCTORES EXTERNOS DE ENERGÍA

PROYECTO CAPACIDAD MW UBICACIÓN FECHA DE OPERACIÓN COMERCIAL PROGRAMADA

01 DE ABRIL 2005

22 DE ABRIL 200501 DE JUNIO 2006

01 DE NOV 200601 DE JUNIO 2007

06 DE AGOSTO 2006


25 DE MARZO 2005

16 DE MAYO 2005

OBRA PÚBLICA FINANCIADA

01 DE ABRIL DEL 2007

PRODUCTORES EXTERNOS DE ENERGÍA:4,274 MWOBRA PÚBLICA FINANCIADA: 237 MWPRODUCTORES EXTERNOS DE ENERGÍA:4,274 MW

OBRA PÚBLICA FINANCIADA: 237 MW

7

PROYECTOS EN PROCESO DE LICITACIÓN Y EN ELABORACIÓN DE BASES DE LICITACIÓN

CCE PACÍFICO (OPF) 648 MUN. DE LA UNION EDO. DE GRO

BAJA CALIFORNIA (ANTES MEXICALI II) (PEE) 220 SAN LUIS RÍO COLORADO, SON.

CCC AGUA PRIETA II (PEE) 456 AGUA PRIETA, SONORA

CCC NORTE (PEE) 441 CD. DURANGO, DURANGO

CCC TAMAZUNCHALE II (PEE) 1016 MUN. DE TAMAZUNCHALE, SLP

TOTAL : 2,781 MW

01 DE FEBRERO 2009

EN PROCESO DE ELABORACIÓN DE BASES DE LICITACION

01 DE ABRIL 2008

01 DE JULIO 2008

01 DE ABRIL 2010


PROYECTO CAPACIDAD MW UBICACIÓN FECHA DE OPERACIÓN COMERCIAL PROGRAMADA

EN PROCESO DE LICITACIÓN

PRODUCTORES EXTERNOS DE ENERGÍA:2,133 MWOBRA PÚBLICA FINANCIADA: 648 MWPRODUCTORES EXTERNOS DE ENERGÍA:2,133 MW

OBRA PÚBLICA FINANCIADA: 648 MW

COSTOS DE ENERGÍA DE PROYECTOS TERMOELÉCTRICOS MODALIDAD PRODUCTOR EXTERNO DE ENERGÍA

0

1.25

1.875

2.5

3.125

3.75

4.375

5.0

0.625

CC MÉRIDA III

484 MW

CC HERMOSILLO

237.8 MW

CC SALTILLO

247.5 MW

CC TUXPAN II

495 MW

CC RÍO BRAVO II

495 MW

MONTERREY III

449.75 MW

CC ALTAMIRA II

495 MW

CC MÉXICALI

489 MW

CC TUXPAN

III Y IV

983 MW

CC CAMPECHE II

252.4 MW

CC CHIHUAHUA III

259 MW

CC NACO NOGALES

258 MW

CC ALTAMIRA

III Y IV

1036 MW

2.55

3.65

2.91

2.8

2.6

2.45

3.153.163.22

2.78

3.55 3.49

2.68

USc/kWh

2000 2001 2002 2003 2004

2.68

2.95

CC RÍO BRAVO III

495 MW

8

PROSPECTIVA EN LA GENERACIÓN DE ENERGÍA TERMOELÉCTRICA PERIODO 2004-2013

PROSPECTIVA EN LA GENERACIÓN DE ENERGÍA TERMOELÉCTRICA PERIODO 2004-2013

9

TOTAL: 45,638 MW

CAPACIDAD EFECTIVA DEL SERVICIO POR TIPO DE CENTRAL AL 2004

0.34%

22%

0.004%

6%

30%

26%

5%

5%

3%2%

HIDRAÚLICA

GEOTÉRMICA

EÓLICA

NUCLEAR

CARBÓN

VAPOR

CICLO COMBINADO

TURBOGASCOMBUSTION INTERNA

DUAL

CENTRALES TERMOELÉCTRICAS

DE VAPOR CONVENCIONALES

CENTRALES TERMOELÉCTRICAS

DE VAPOR CONVENCIONALES

10

CENTRAL TERMOELÉCTRICA CONVENCIONAL

SE DENOMINAN CENTRALES TERMOELÉCTRICAS CLÁSICAS O CONVENCIONALES AQUELLAS CENTRALES QUE PRODUCEN ENERGÍA ELÉCTRICA A PARTIR DE LA COMBUSTIÓN DE CARBÓN, FUEL OIL O GAS EN UNA CALDERA DISEÑADA AL EFECTO. EL APELATIVO DE “CLÁSICAS” O “CONVENCIONALES” SIRVE PARA DIFERENCIARLAS DE OTROS TIPOS DE CENTRALES TERMOELÉCTRICAS (NUCLEARES O SOLARES, POR EJEMPLO), LAS CUALES GENERAN ELECTRICIDAD A PARTIR DE UN CICLO TERMODINÁMICO, PERO MEDIANTE FUENTES ENERGÉTICAS DISTINTAS DE LOS COMBUSTIBLES FÓSILES EMPLEADOS EN LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA DESDE HACE DÉCADAS Y, SOBRE TODO, CON TECNOLOGÍAS DIFERENTES Y MUCHO MÁS RECIENTES QUE LAS DE LAS CENTRALES TERMOELÉCTRICAS CLÁSICAS.

11

UNA CENTRAL TERMOELÉCTRICA CONVENCIONAL ES UNA INSTALACIÓN EN DONDE LA ENERGÍA MECÁNICA QUE SE NECESITA PARA MOVER EL ROTOR DEL GENERADOR Y, POR TANTO, OBTENER LA ENERGÍA ELÉCTRICA, SE OBTIENE A PARTIR DEL VAPOR FORMADO AL HERVIR EL AGUA EN UNA CALDERA. EL VAPOR GENERADO TIENE UNA GRAN PRESIÓN, Y SE HACE LLEGAR A LAS TURBINAS PARA QUE EN SU EXPANSIÓN SEA CAPAZ DE MOVER LOS ÁLABES DE LAS MISMAS. UNA CENTRAL TERMOELÉCTRICA CLÁSICA SE COMPONE DE UNA CALDERA Y DE UNA TURBINA QUE MUEVE EL GENERADOR ELÉCTRICO. LA CALDERA ES EL ELEMENTO FUNDAMENTAL Y EN ELLA SE PRODUCE LA COMBUSTIÓN DEL CARBÓN, FUEL O GAS.

CENTRALES

CARBOELÉCTRICAS

CENTRALES

CARBOELÉCTRICAS

12

CENTRALES CARBOELECTRICAS

EL CARBON SE ALMACENA EN PARQUES O DEPOSITOS ADYACENTES, DESDE DONDE SE SUMINISTRA A LA CENTRAL, PASANDO A LA CALDERA, EN LA QUE SE LOGRA LA COMBUSTION. ESTA ULTIMA GENERA EL VAPOR A PARTIR DEL AGUA QUE CIRCULA POR TUBOS . EL VAPOR PRODUCIDO HACE GIRAR LOS ALABES DE LA TURBINA DE VAPOR, GENERANDO ENERGIA ELECTRICA EN LAS TERMINALES DEL GENERADOR ELECTRICO. ESTA ENERGIA SE TRANSPORTA MEDIANTE LINEAS DE TRANSMISION A LOS CENTROS DE CONSUMO. LUEGO EL VAPOR ES ENFRIADO EN UN CONDENSADOR DE SUPERFICIE Y CONVERTIDO OTRA VEZ EN AGUA, QUE VUELVE A LOS TUBOS DE LA CALDERA, COMENZANDO UN NUEVO CICLO. EL AGUA EN CIRCULACION QUE REFRIGERA EL CONDENSADOR EXPULSA EL CALOR EXTRAIDO A LA ATMOSFERA A TRAVES DE TORRES DE ENFRIAMIENTO.

LOS GASES PRODUCTOS DE LA COMBUSTION SON ENVIADOS A PRECIPITADORES Y POSTERIORMENTE A LA ATMOSFERA A TRAVEZ DE CHIMENEAS.

13

CENTRALES DE COMBUSTIÓN

INTERNA (DIESEL)

CENTRALES DE COMBUSTIÓN

INTERNA (DIESEL)

14

CENTRALES DE COMBUSTIÓN INTERNA( DIESEL )

ESTA TECNOLOGÍA SIGUE EL PRINCIPIO DE LOS MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA: APROVECHA EL AIRE QUE ES INTRODUCIDO ATRAVES DEL TURBOCARGADOR A LA CÁMARA DE CÓMBUSTIÓN, EN DONDE SE LOGRA EN CONJUNTO CON EL COMBUSTIBLE LA FLAMA PARA EL CALENTAMIENTO DEL AIRE DE ENTRADA, Y DESPUES LOS GASES SE EXPANSIONAN EN LOS CILINDROS PARA OBTENER LA ENERGIA MECANICA, QUE ES TRANSFORMADA EN ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL GENERADOR ELÉCTRICO. EL COMBUSTIBLE PUEDE SER DIESEL O COMBUSTÓLEO O UNA MEZCLA DE AMBOS.

CENTRALES

GEOTERMOELÉCTRICAS

CENTRALES

GEOTERMOELÉCTRICAS

15

CENTRALES GEOTERMOELÉCTRICAS

OPERAN CON PRINCIPIOS ANÁLOGOS A LOS DE UNA CENTRAL TERMOELÉCTRICA CONVENCIONAL EXCEPTO EN LA PRODUCCIÓN DE VAPOR, QUE EN ESTE CASO SE EXTRAE DEL SUBSUELO POR MEDIO DE POZOS ESPECÍFICAMENTE PERFORADOS.LAS AGUAS SUBTERRÁNEAS POSEEN GRAN CANTIDAD DE ENERGÍA TÉRMICA ALMACENADA QUE AL EXTRAERSE A LA SUPERFICIE SE TRANSFORMA EN VAPOR QUE ES DIRIGIDO A UN SEPARADOR Y DE AHÍ A UNA TURBINA DE VAPOR, PARA PRODUCIR ENERGÍA DE MOVIMIENTO POR EXPANSIÓN DEL VAPOR, QUE POSTERIORMENTE SE TRADUCE EN ENERGÍA ELÉCTRICA EN LAS TERMINALES DEL GENERADORELÉCTRICO.

EL VAPOR DESPUÉS DE LA EXPANSIÓN SE CONDENSA EN UN CONDENSADOR DE CONTACTO DIRECTO, EL CUAL ES SATURADO CON AGUA DE TORRE DE ENFRIAMIENTO, EL AGUA CONDENSADA ES ENVIADA FINALMENTE A UN POZO DE INYECCIÓN O LAGUNA DE EVAPORACIÓN PARA SU REUSO.

16

CENTRALES

TURBOGAS

CENTRALES

TURBOGAS

17

CENTRALES TURBOGAS

LA GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE LAS UNIDADES TURBOGAS SE LOGRA APROVECHANDO DIRECTAMENTE, EN LOS ALABES DE TURBINAS, LA ENERGÍA CINÉTICA QUE RESULTA DE LA EXPANSIÓN DE AIRE Y GASES DE COMBUSTIÓN, COMPRIMIDOS. LA TURBINA ESTA ACOPLADA AL ROTOR DEL GENERADOR DANDO LUGAR A LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA. LOS GASES DE LA COMBUSTIÓN, DESPUÉS DE TRABAJAR EN LA TURBINA, SE DESCARGAN A LA ATMÓSFERA. ESTAS UNIDADES EMPLEAN COMO COMBUSTIBLE GAS NATURAL O DIESEL.

CENTRALES DE

CICLO COMBINADO

CENTRALES DE

CICLO COMBINADO

18

CENTRALES CICLO COMBINADO

UNA CENTRAL DE CICLO COMBINADO CONSISTE BÁSICAMENTE EN UN GRUPO TURBINA A GAS-GENERADOR, UNA CHIMENEA RECUPERADORA DE CALOR (HRSG) Y UN GRUPO TURBINA A VAPOR-GENERADOR, FORMANDO UN SISTEMA QUE PERMITE PRODUCIR ELECTRICIDAD.EL PROCESO DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN UNA CENTRAL DE CICLO COMBINADO COMIENZA CON LA ASPIRACIÓN DE AIRE DESDE EL EXTERIOR SIENDO CONDUCIDO AL COMPRESOR DE LA TURNBINA A GAS A TRAVÉS DE UN FILTRO.EL AIRE ES COMPRIMIDO Y COMBINADO CON EL COMBUSTIBLE ATOMIZADO (GAS NATURAL) EN UNA CÁMARA DONDE SE REALIZA LA COMBUSTIÓN.

19

EL RESULTADO ES UN FLUJO DE GASES CALIENTES QUE AL EXPANDIRSE HACEN GIRAR LA TURBINA A GAS PROPORCIONANDO TRABAJO. EL GENERADOR ACOPLADO A LA TURBINA A GAS TRASFORMA ESTE TRABAJO EN ENERGÍA ELÉCTRICA.LOS GASES DE ESCAPE QUE SALEN DE LA TURBINA A GAS A TRAVÉS DE UN RECUPERADOR DE CALOR O HRSG. EN ESTE RECUPERADOR SE EXTRAE LA MAYOR PARTE DEL CALOR AÚN DISPONIBLE EN LOS GASES DE ESCAPE Y SE TRANSMITEN AL CICLO AGUA-VAPOR, ANTES DE PASAR A LA ATMÓSFERA.EL VAPOR GENERADO SE HACE LLEGAR A LAS TURBINAS DE VAPOR DONDE SU EXPANSIÓN MUEVE LOS ALABES DE LA MISMA, GENERANDO TRABAJO Y POR EL ACOMPLAMIENTO CON UN GENERADOR TRANSFORMA ESTE TRABAJO EN ENERGÍA ELÉCTRICA.

UTILIZACIÓN DEL AGUA EN CENTRALES TERMOELÉCTRICAS

§ Enfriamiento

§ Repuesto al ciclo

§ Servicios

20

CON OBJETO DE REDUCIR LOS IMPACTOS AL AMBIENTE Y

CONSERVAR LOS MANTOS FREÁTICOS PARA CONSUMO

HUMANO Y RIEGO AGRÍCOLA, LA CFE HA UTILIZADO LOS

SIGUIENTES SUMINISTROS DE AGUA PARA SATISFACER

LAS NECESIDADES EN LAS CENTRALES:

CENTRALES UBICADAS EN SITIOS COSTEROS

n EL SISTEMA DE ENFRIAMIENTO DE ESTAS CENTRALES ES CON AGUA DE MAR.

n PARA EL REPUESTO AL CICLO DE VAPOR, EL AGUA DE MAR SE FILTRA, EVAPORA, DESTILA Y DESMINERALIZA.

n PARA EL AGUA DE SERVICIO SE FILTRA Y EVAPORA Y DESTILA.

21

UTILIZACIÓN DE AGUAS RESIDUALES

ASIMISMO A PARTIR DE ESTAS AGUAS SE OBTIENE EL AGUA DE SERVICIO MEDIANTE TRATAMIENTOS PRIMARIOS Y SECUNDARIOS Y AGUA DE REPUESTO AL CICLO CON UN TRATAMIENTO ADICIONAL DE DESMINERALIZACIÓN. .

LAS AGUAS RESIDUALES MUNICIPALES (AGUAS NEGRA) SE UTILIZAN PARA ENFRIAMIENTO DEL CONDENSADOR EN UN SISTEMA CERRADO CON TORRE DE ENFRIAMIENTO.

SISTEMA DE ENFRIAMIENTO CON AEROCONDENSADOR

n EL SISTEMA DE ENFRIAMIENTO CON AEROCONDENSADOR (TIPO RADIADOR) APROVECHA EL AIRE AMBIENTE COMO MEDIO DE ENFRIAMIENTO.

n EL AGUA DE SERVICIO Y DE REPUESTO AL CICLO SE OBTIENE MEDIANTE TRATAMIENTOS AL AGUA DE POZO O AGUAS NEGRAS.

22

PROYECTOS DE AHORRO DE AGUA

• EL PROYECTO DE LA CENTRAL TERMOELÉCTRICA PACÍFICO, EN EL POBLADO DE PETACALCO, GRO.,

• LA RECONVERSIÓN DEL SISTEMA DE ENFRIAMIENTO DE LA CENTRAL SAN LUIS POTOSÍ.

• EL COMPLEMENTO A CICLO COMBINADO EL SAUZ.

• EL USO DE AGUAS RESIDUALES.

PROYECTO CENTRAL TERMOELÉCTRICA PACÍFICO

n La Central Termoeléctrica Presidente Plutarco Elías Calles consta de seis unidades de 350 MW cada una, con una generación total de 2 100 MW. Las primeras Unidades entraron en operación en 1992 y el consumo total de agua de enfriamiento es de 90 m3/s.

n La ampliación de esta Central, designada como “Proyecto Central Termoeléctrica Pacífico”, para iniciarse en el año de 2005, contempla la instalación de 700 MW, y sin embargo, al reutilizar el agua de enfriamiento de la Central en operación, no considerará ningún consumo de agua para este concepto.

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RECONVERSIÓN DEL SISTEMA DE ENFRIAMIENTO DE LA CENTRAL

TERMOELÉCTRICA SAN LUIS POTOSÍ

n La Central Termoeléctrica San Luis Potosí consta de dos Unidades de 350 MW cada una, con una generación total de 700 MW.

n Actualmente se tiene un consumo aproximado de 371 l/s de agua de pozos.

n Debido al abatimiento del nivel de las aguas subterráneas, y dando prioridad al consumo agrícola, se ha hecho el esfuerzo para traer aguas negras de la ciudad de San Luis Potosí, mediante un acueducto de 50 kilómetros, y de esta forma dejar de extraer agua para el Sistema de Enfriamiento de la Central.

CFE UTILIZA TECNOLOGÍA DE PUNTA PARA EL AHORRO DE AGUA EN SUS PLANTAS DE RECIENTE

CONSTRUCCIÓN

LA CENTRAL DEL SAUZ CUYA CONVERSIÓN A CICLO COMBINADO FUE PUESTA EN OPERACIÓN COMERCIAL EL PASADO 3 DE DICIEMBRE DEL 2003.

EN SUS INSTALACIONES SE CUENTA CON UN SISTEMA DE ENFRIAMIENTO A BASE DE AEROCONDENSADOR QUE NO REQUIERE UTILIZACIÓN DEL VITAL LÍQUIDO Y PERMITIENDO UN AHORRO DE APROXIMADAMENTE 150 LPS DE AGUA.

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DESCARGA DE AGUAS RESIDUALES

a) Sanitarias§ Fosas Sépticas§ Equipo de aereación extendida, tipo modular

b) Industriales

Descarga Cero

nLaguna de evaporaciónnEquipo evaporador-cristalizador (con recuperación)nEquipo de tratamiento + evaporador-cristalizador (con recuperación)

CON EL OBJETO DE REUTILIZAR, LAS AGUAS RESIDUALES DE PROCESO, Y DE ESTA FORMA DISMINUIR LA DEMANDA DE AGUA Y EVITAR LA CONTAMINACIÓN DE LOS MANTOS FREÁTICOS EN EL SUBSUELO, SE HAN UTILIZADO SISTEMAS DE DESCARGA CERO EN LAS PLANTAS TERMOELÉCTRICAS, LOS CUALES MEDIANTE DIFERENTES TRATAMIENTOS, RECICLAN PARTE DE LAS AGUAS RESIDUALES Y EVAPORAN A LA ATMÓSFERA LO RESTANTE, OBTENIENDO UN RESIDUO SÓLIDO DE MÁS FÁCIL MANEJO.

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TENDENCIA DEL CONSUMO DE AGUA DE POZO

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1991 1992 1996 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

AÑO

Co

nsu

mo

LP

S/M

W

*(V

er N

ota)

*Nota: Valores promedio, en el que contribuyen de una manera muy positiva las Centrales de Ciclo Combinado con Aerocondensador, las cuales reportan consumos hasta de 0.012 LPS/MW.

CN LAGUNA VERDE

CCC MONTERREY

CCC HERMOSILLO

Prospectiva y Estado Actual de Proyectos Termoelectricos 2

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