Ramirez Romero
159
UNIVERSIDAD VERACRUZANA FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA ELÉCTRICA “ESTUDIO DESCRIPTIVO Y ANALÍTICO DE UNA PLANTA DE CICLO COMBINADO” TESIS QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE: INGENIERO MECÁNICO ELECTRICISTA PRESENTA: ALBERTO DE JESÚS RAMÍREZ ROMERO DIRECTOR DE TESIS: DR. JUAN JOSÉ MARÍN HERNÁNDEZ XALAPA, VER. FEBRERO 2011
description
plantas de vapor y gas
Transcript of Ramirez Romero
UNIVERSIDAD VERACRUZANA FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA ELÉCTRICA
“ESTUDIO DESCRIPTIVO Y ANALÍTICO DE
UNA PLANTA DE CICLO COMBINADO”
TESIS
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE:
INGENIERO MECÁNICO ELECTRICISTA
PRESENTA:
ALBERTO DE JESÚS RAMÍREZ ROMERO
DIRECTOR DE TESIS:
DR. JUAN JOSÉ MARÍN HERNÁNDEZ
XALAPA, VER. FEBRERO 2011
DEDICATORIAS Y AGRADECIMIENTOS
Es mi deseo como sencillo gesto de agradecimiento, dedicar mi humilde obra de trabajo, en
primer lugar a mis padres, quienes constantemente me apoyaron y nunca dejaron de confiar
en mí, gracias por su apoyo y fe, tengan por seguro que nada fue ni será en vano.
Con un especial agradecimiento a ti mamá, gracias por todo tu esfuerzo, tu apoyo y por la
confianza que depositaste en mí. Gracias porque a cada momento has estado a mi lado,
aunque lejos, siempre has estado conmigo.
Papá, éste logro lo quiero compartir contigo, y con ello quiero agradecerte tus enseñanzas y
consejos a lo largo de todo este camino. Sé que estás feliz y eso me hace feliz también.
Gracias papá.
A mis hermanos, Juan D., Blanca M., y especialmente para ti Clara, nada hubiera sido lo
mismo sin ti, gracias por brindarme tu apoyo, confianza e inspiración, Gracias.
A mi abuelita Inés, porque desde el cielo me cuidaste, este logro va dedicado especialmente
para ti, siempre ocuparás un lugar especial.
Zule hermosa, una dedicatoria y agradecimiento especial y sincero para ti, gracias por ser la
mejor compañera que la vida me ha brindado, y todo lo que ha conllevado serlo, nada de
esto sería lo mismo sin tu apoyo. Gracias por ser como eres.
A mi familia, gracias por guiarme en todo momento y por todo lo que de ustedes he
aprendido, son especiales para mí.
Al más especial de todos, a ti Señor porque hiciste realidad mí sueño, por todo lo que me
has dado sin pedir nada a cambio, gracias por darme la vida, la fortaleza espiritual, física, el
valor y sabiduría para realizar este humilde logro en mi vida. GRACIAS.
ÍNDICE
INTRODUCCIÓN ................................................................................................... 1
CAPÍTULO I. GENERACIÓN DE ENERGÍA Y LAS CENTRALES TÉRMICAS
DE CICLO COMBINADO ...................................................................................... 2
1.1 Evolución y nuevas tendencias en sistemas de generación de energía
eléctrica. ................................................................................................................. 3
1.2 Energías convencionales ................................................................................. 6
1.3 Energías alternativas y renovables ................................................................... 8
1.3.1 Energía geotérmica .................................................................................... 9
1.3.2 Energía hidráulica .................................................................................... 11
1.3.3 Energía nuclear . ....................................................................................... 13
1.3.4 Energía mediante gas natural .................................................................. 14
1.3.5 Energía solar ............................................................................................ 15
1.3.6 Energía eólica .......................................................................................... 16
1.3.7 Energía de los océanos ............................................................................ 18
1.3.8 Biomasa ................................................................................................... 20
1.4 Generación de energía eléctrica mediante ciclo combinado .......................... 22
1.4.1 Características generales del ciclo combinado ........................................ 23
1.4.2 Combustible .............................................................................................. 24
1.5 Panorama actual: México y el mundo . ............................................................ 26
1.5.1 Las centrales de ciclo combinado en el mundo ........................................ 26
1.5.2 Las centrales de ciclo combinado en México ........................................... 27
CAPÍTULO 2. TECNOLOGÍA Y CONFIGURACIÓN DE LAS CENTRALES DE
CICLO COMBINADO ...........................................................................................31
2.1 Principios del ciclo combinado ....................................................................... 32
2.2 Elementos principales de los ciclos combinados de gas y vapor ................... 34
2.3 Turbina de gas ............................................................................................... 36
2.3.1 Generalidades .......................................................................................... 37
2.3.2 Generación de gases y generación de potencia ...................................... 39
2.3.2.1 Compresor .......................................................................................... 39
2.3.2.2 Cámara de combustión ...................................................................... 40
2.3.2.3 Turbina de expansión ......................................................................... 42
2.3.3 Disposiciones mecánicas ......................................................................... 44
2.3.3.1 Turbina de un solo eje. ...................................................................... 44
2.3.3.2 Turbina de eje doble .......................................................................... 45
2.3.4 Elementos estructurales de la turbina de gas .......................................... 46
2.4 Turbina de vapor ............................................................................................ 58
2.4.1 Generalidades. .......................................................................................... 58
2.4.2 Disposiciones mecánicas ......................................................................... 62
2.4.2.1 Turbina de condensación ................................................................... 62
2.4.2.2 Turbina de contrapresión. ................................................................... 64
2.4.2.2 Turbina de extracción ........................................................................ 65
2.4.3 Elementos estructurales de la turbina de vapor ....................................... 66
2.5 Recuperador de calor – generador de vapor (HRSG) .................................... 74
2.5.1 Generalidades .......................................................................................... 75
2.5.2 Componentes principales del recuperador – generador de vapor ............. 78
2.6 Sistema de condensado ................................................................................. 86
2.6.1. Generalidades. ....................................................................................... 86
2.6.2 Disposiciones mecánicas ...................................................................... 87
2.6.2.1 Condensador de superficie ................................................................ 87
2.6.2.2 Condensador de chorro ..................................................................... 88
2.7 Generador eléctrico ........................................................................................ 90
2.7.1 Generalidades. .......................................................................................... 90
2.7.2 Elementos estructurales del generador eléctrico .................................... 90
CAPÍTULO 3. ANÁLISIS TERMODINÁMICO PARA SISTEMAS DE CICLO
COMBINADO ...................................................................................................... 93
3.1 Fundamentos termodinámicos ....................................................................... 94
3.2 El ciclo ideal Carnot en el rendimiento de las centrales térmicas ................... 94
3.3 El ciclo Brayton de la turbinas de gas ............................................................. 96
3.3.1 Modificaciones al ciclo Brayton ............................................................... 98
3.3.1.1 Regeneración de calor ....................................................................... 99
3.3.1.2 Recalentamiento en la turbina ......................................................... 100
3.3.1.3 Enfriamiento intermedio del compresor ........................................... 100
3.4 Ciclo Rankine de las turbinas de vapor ........................................................ 102
3.4.1 Modificaciones al ciclo Rankine ............................................................. 104
3.4.1.1 Reducción de la presión del condensador ....................................... 104
3.4.1.2 Sobrecalentamiento del vapor a altas temperaturas ........................ 104
3.4.1.3 Incremento de la presión en la caldera ............................................ 105
3.5 Los ciclos combinados: Brayton y Rankine .................................................. 106
3.5.1 Diseño de sistemas de ciclo combinado ................................................ 107
3.5.1.1 Ciclo combinado con un nivel de presión ......................................... 107
3.5.1.2 Ciclo combinado con dos niveles de presión ................................... 111
3.5.1.3 Ciclo combinado con tres niveles de presión .................................... 113
3.5.1.4 Ciclo combinado con tres niveles de presión y recalentamiento . ..... 114
CAPÍTULO 4. RENDIMIENTO Y OPTIMIZACIÓN DEL CICLO
COMBINADO ................................................................................................... 116
4.1 Eficiencia de una planta de ciclo combinado ................................................ 117
4.2 Optimización de la turbina de gas ................................................................ 119
4.2.1 Puntos débiles de la turbina de gas. ....................................................... 121
4.2.2 Control de la turbina de gas ................................................................... 123
4.3. Optimización de la turbina de vapor ............................................................ 125
4.3.1 Control de la turbina de vapor ................................................................ 126
4.5 Control de la caldera de recuperación .......................................................... 126
4.6 Mantenimiento de una central de ciclo combinado ...................................... 127
4.6.1 Mantenimiento predictivo ........................................................................ 128
4.6.2 Mantenimiento programado .................................................................... 129
4.6.3 Mantenimiento correctivo ....................................................................... 129
4.6.4 Mantenimiento de la turbina de gas ........................................................ 129
CAPÍTULO 5. CASO ESTUDIO DE CICLO COMBINADO .......................... 132
5.1 Introducción ................................................................................................. 133
5.2 Configuración .............................................................................................. 134
5.3 Parámetros de entrada ................................................................................ 134
5.4 Análisis termodinámico ................................................................................ 136
5.5 Resultados .................................................................................................. 142
CONCLUSIÓN .................................................................................................. 146
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................ 147
NOMENCLATURA ........................................................................................... 150
1
INTRODUCCIÓN
En este trabajo recepcional se plantea y estudia el tema de las centrales de ciclo
combinado; el contenido de la información va desde la investigación teórica hasta
la presentación de un caso práctico de una planta de ciclo combinado. A través de
esta tesis, se abordará el panorama energético de las diversas fuentes de
generación de energía hasta llegar a la generación eléctrica mediante el ciclo
combinado, teniendo una perspectiva a nivel mundial y nacional de sus alcances;
se definirán los principios y generalidades del ciclo combinado, además de las
características relevantes de la configuración de los elementos que conforman la
generación de energía eléctrica mediante este proceso, como son la turbina de
gas, la turbina de vapor, el recuperador de calor – generador de vapor, etc., que
darán el conocimiento para sustentar el análisis termodinámico aplicable a los
ciclos de gas, vapor y combinados.
Tomando en cuenta el planteamiento central de la tesis, se desarrollará
información respecto al rendimiento y optimización de centrales termoeléctricas de
ciclo combinado, para concluir con la presentación de un caso práctico de estudio,
mostrando los resultados de eficiencia y rendimiento característicos de las
centrales térmicas de ciclo combinado.
2
CAPÍTULO I
GENERACIÓN DE ENERGÍA Y LAS
CENTRALES TÉRMICAS DE CICLO
COMBINADO
3
1.1 Evolución y nuevas tendencias en sistemas de generación de energía
eléctrica.
Los últimos años del siglo pasado han sido testigos de una profunda
transformación estructural, en relación a las condiciones y principios que regían la
generación de energía eléctrica convencional en los países industrializados. Dos
principales causas son las que permiten explicar estos cambios: primero, la
creciente liberación del mercado energético mundial y segundo, el cambio
climático aunado a la creciente preocupación ambiental existente en las
sociedades desarrolladas. (Sabugal y Gómez, 2006, p. 20).
Un sistema libre en los mercados eléctricos y un abandono progresivo de
esquemas regulatorios tradicionales, ha provocado el surgimiento de sistemas con
menores costos de inversión, lo cual ha traído en consecuencia la competitividad
entre las empresas eléctricas. Al analizar las últimas décadas del siglo XX se
puede comprender de manera factible el contexto de la política energética en los
países en desarrollo.
Los años sesenta se caracterizaron por un crecimiento económico continuo, en
donde, cualquier tipo de inversión tecnológica o energética que contribuyera al
crecimiento económico se podía desarrollar, siempre y cuando se cumplieran
ciertos limitantes en el costo de inversión y el precio del bien producido.
Fue en esa época donde los mercados parecían ilimitados y los presupuestos
públicos crecían a un ritmo favorable; el petróleo se empezó a convertir en la
principal fuente de energía mientras que la contaminación apenas se lograba
percibir como problema; «brevemente se puede definir al petróleo como un aceite
natural sin refinar, con una densidad entre 0.8 y 0.95, constituido por carbono e
hidrógeno en proporciones variables. Proporciones que oscilan entre el 83% y
86% de carbón y entre el 11 y el 13% de hidrógeno».
En los setenta se dio un cambio notable a esta forma de política energética, al
surgir la preocupación acerca de los límites del crecimiento económico. La
regularización de los precios del petróleo por parte la Organización de Países
4
Exportadores de Petróleo (OPEP) mostró la vulnerabilidad de los países en
materia de recursos energéticos, y a la par se desencadenó un temor a las
tecnologías de gran escala. Los mercados y los presupuestos públicos se vieron
afectados por una inflación generalizada, aunadas a una recesión en las
economías desarrolladas.
Los años ochenta mostraron lo limitado de las economías nacionales, además de
la necesidad de mayor competencia en los mercados económicos internacionales.
Las restricciones tecnológicas fueron más visibles al darse graves accidentes,
como la catástrofe en la planta nuclear de Chernóbil en la entonces Unión de
Repúblicas Socialistas Soviéticas (URSS); la acumulación de residuos tóxicos; los
derrames de petróleo y el incremento en las emisiones carbónicas comenzaron a
afectar el medio ambiente. En ese momento los impactos ambientales
comenzaron a verse cuestionados.
En la década de los noventa las naciones se condujeron hacia una línea de
integración económica, tal es el caso de la Unión Europea o el Tratado de Libre
Comercio (TLC) entre Canadá, Estados Unidos y México. Esta integración
consolidó una interdependencia tanto tecnológica como energética entre los
países, donde el desarrollo sostenible «aquel que cumpla con las necesidades
actuales, sin comprometer la capacidad de las futuras generaciones para
satisfacer sus propias necesidades» ha sido pieza clave en esta etapa; para
reducir la contaminación y lograr un consenso global se han plasmado iniciativas
como la Cumbre de Rio de Janeiro en 1992 o el Protocolo de Kyoto en 1997 y
subsiguientes desarrollos. (Quintanilla y Fischer, 2003, p.26)
Hacia este siglo se han logrado mayores esfuerzos hacia la integración de todos
los sistemas infraestructurales, necesarios para empezar a soportar una economía
mundial sustentable. Las inversiones en energía y tecnología están encaminadas
con el mismo propósito, el cual es impulsar la sustentabilidad de la vida en el
planeta. Los países en vías de desarrollo disminuirán las cantidades de emisiones
de CO2, mientras se privilegian las negociaciones para la mejora de su
infraestructura existente.
5
El factor ambiental, explica el auge inusitado de la generación de energía eléctrica
con fuentes renovables en la mayoría de los países desarrollados, al tiempo que
refuerza la consolidación de mejores formas de generación con combustibles
fósiles que reduzcan las emisiones de gases contaminantes y se caractericen por
una creciente eficiencia energética.
Los combustibles fósiles suponen a escala mundial, y en muchos países, las
cuatro quintas partes del suministro de energía primaria, el petróleo es la mitad de
esta cantidad y le siguen en volumen el carbón y el gas natural. El quinto restante
corresponde a la hidráulica, a energías renovables y a la nuclear.
El petróleo se produce en un reducido número de países, el costo del combustible
fósil varía dependiendo geológicamente de la ubicación de sus yacimientos o de
la facilidad de su extracción. Al ser un recurso no renovable pone en disyuntiva su
posición como un recurso primario para la generación energética debido a sus
escasas reservas que se vislumbran a mantenerse estables a mediano plazo
siguiendo con el ritmo actual de consumo; lo mismo sucede con el gas natural y el
carbón, estos últimos estimados para un periodo mayor al del petróleo.
Tabla 1.1. Resumen y proyección de los cambios en materia de energía a lo largo de
medio siglo.
Tecnología Energía Economía Medio ambiente
1960Confianza en la
tecnologíaCantidad Crecimiento Descubrimiento
1970Límites de la
tecnologiaVulnerabilidad Límites
Programas
nacionales
1980Realismo
tecnológicoImpactos globales
Competencia
internacional
Descubrimiento
global
1990Tecnologías
mutinacionales
Interdependencias
economicasIntegración Programas globales
2000Tecnologías
integradasSistemas integrados
Economías
sustentables
Sustentabilidad
ambiental
2010Tecnologias a gran
escala
Integración
continental
Sustentabilidad
global
Sustentabilidad
global
S e c t o r
6
1.2 Energías convencionales.
Generación termoeléctrica. En el proceso termoeléctrico existe una clasificación
de tipos de generación, según la tecnología utilizada para hacer girar los
generadores eléctricos:
Vapor. Con vapor de agua se produce movimiento de una turbina acoplada
al generador eléctrico.
Turbogas. Con los gases de combustión se produce el movimiento en una
turbina acoplada al generador eléctrico.
Combustión Interna. Con un motor de combustión interna se produce el
movimiento del generador eléctrico.
Ciclo Combinado. Combinación de las tecnologías de turbogas y vapor.
Constan de una o más unidades turbogas y una de vapor, cada turbina
acoplada a su respectivo generador eléctrico.
Otra clasificación de las centrales termoeléctricas corresponde al combustible
primario para la producción de vapor:
Vapor (combustóleo, gas natural y diesel).
Carboeléctrica (carbón).
Dual (combustóleo y carbón o combustóleo y gas).
Geotermoeléctrica (vapor extraído del subsuelo).
Nucleoeléctrica (uranio enriquecido).
Estas centrales utilizan el poder calorífico de combustibles derivados del petróleo
(combustóleo, diesel y gas natural), para calentar agua y producir vapor con
temperaturas del orden de los 520°C y presiones entre 120 y 170 kg/cm², para
impulsar las turbinas que giran a 3600 r.p.m. (revoluciones por minuto).
Una central termoeléctrica de tipo vapor es una instalación industrial en la que la
energía química del combustible se transforma en energía calorífica para producir
vapor, éste se conduce a la turbina, donde su energía cinética se convierte en
7
energía mecánica, la que se transmite al generador para producir energía
eléctrica.
Las plantas de combustión interna están equipadas con motores de combustión
interna en la que aprovechan la expansión de gas de combustión para obtener
energía mecánica, que luego se transforma en energía eléctrica en el generador
Las centrales carboeléctricas son básicamente las mismas que las plantas
termoeléctricas de vapor, el único cambio importante es que son alimentadas por
carbón, y las cenizas residuales requieren maniobras especiales y amplios
espacios para el manejo y confinamiento.
Fig. 1.1 Perspectiva de una planta termoeléctrica que quema carbón para la generación
de energía.
8
1.3 Energías alternativas y renovables.
El desarrollo energético actual busca soluciones a los problemas
medioambientales originados con el uso de las energías fósiles (efecto
invernadero, lluvia acida, etc.)
La gravedad de los problemas ambientales impone una creciente potenciación de
las energías renovables y alternativas. En los países desarrollados, la incesante
búsqueda de la calidad de vida lleva asociado un constante crecimiento del
consumo energético; mismo que debe servir para la creación de proyectos
relacionados con la sostenibilidad ambiental que sirva para responder a la
satisfacción del desarrollo económico.
Las energías renovables y alternativas pueden ser una opción inmediata para el
abastecimiento energético; sin embargo no se debe olvidar que la sustentabilidad
va creciendo. Actualmente la renovable supone menos del 15% del consumo
mundial, este porcentaje podría ser incrementado si se aplicaran políticas
energéticas adecuadas así como un apoyo económico para fomentar la
investigación y el desarrollo de este tipo de energías. (Menéndez, E., 2001).
Si bien, aún no existe un consenso general sobre la definición de energía
alternativa, ésta sería equivalente a aquellas fuentes de energías planteadas como
opcionales a las tradicionales o clásicas, en el cual su objetivo es presentar bajas
tasas de emisiones de gases contaminantes.
Por otra parte la energía renovable es denominada como aquella que se obtiene
de fuentes naturales virtualmente inagotables. Se caracteriza porque algunas
pueden contener mayor capacidad de energía, otras son capaces de regenerarse
por medios naturales, además no contamina, es decir, no emite subproductos que
puedan incidir negativamente en el ambiente. (Energía renovable. 2010,
noviembre. Disponible en http://www.wikipedia.com/)
Entre las energías alternativas se pueden mencionar la nuclear, turbogas y
bioenergía; mientras que la solar, eólica, oceánica, hidráulica y geotérmica son
consideradas como energías verdes o renovables.
9
1.3.1 Energía geotérmica.
Energía geotérmica es aquella en la cual se aprovecha el calor extraído de la
corteza terrestre, se transforma en energía eléctrica o en calor para uso humano,
procesos industriales y agrícolas
Geológicamente la tierra está conformada por cuatro capas concéntricas. Estas
son: la superficial, denominada corteza terrestre, el manto y finalmente el núcleo
interno líquido; existiendo temperaturas del orden de 15°/20° y 800°/1,000° C en
la zona exterior e interior respectivamente de la corteza terrestre y 6,000° C en el
centro.
Al avanzar hacia el interior de la corteza de la tierra hay un incremento de la
temperatura, originando gradientes térmicos que varían de un lugar a otro,
llegando a un bajo nivel de 10° C/km, mientras que en otros lugares pueden
encontrarse gradientes mayores, por ejemplo de 200 a 800° C/km. (Armstead, H.,
1989).
Una parte del agua, que escurre por la superficie de la tierra, se infiltra en el
terreno a través de grietas y fracturas que pueden alcanzar profundidades de
cientos o miles de metros. Si este hecho ocurre en una zona donde el gradiente
térmico fuera suficientemente mayor como para que el agua del acuífero alcanzara
una temperatura adecuadamente alta, se estaría en presencia de lo que se
denomina una manifestación hidrotermal.
De acuerdo a las características que presentan, estas manifestaciones reciben
diversos nombres: fumarolas, solfataras y geiseres. Por sus características, los
géiseres desprenden mayores cantidades de vapor y agua, las cuales son
aprovechadas para generar energía eléctrica; esta obtención de energía se da
mediante instalaciones similares a las centrales térmicas convencionales.
La diferencia radica en el origen del vapor que mueven las turbinas, el cual
alimenta al generador eléctrico; en una central térmica convencional se fabrica
quemando derivados del petróleo, gas o carbón, mientras que en una planta
10
geotérmica no es necesario el uso de combustibles fósiles, porque es provisto
directamente por la naturaleza. Este proceso no es fácil, generalmente el vapor
viene mezclado con agua y sales, por lo tanto, es necesario prepararlo para que
pueda ser utilizado por las turbinas.
Fig. 1.2. Generación de energía eléctrica mediante centrales geotérmicas.
Entre los inconvenientes que presenta la energía geotérmica radica en que solo se
puede disponer de ella solo en lugares determinados, puede presentarse
contaminación de las aguas cercanas a los acuíferos con sustancias como el
arsénico, amoniaco, etc., además, la emisión de ácido sulfhídrico puede resultar
letal para el medio ambiente cercano. Pese a lo anterior, el gran ahorro económico
y energético, la independencia energética sobre el petróleo, y el relativo menor
impacto ambiental que representa respecto a los combustibles fósiles, la energía
geotérmica es una opción real de fuente alternativa.
11
La producción de energía eléctrica, usando la geotérmica, está funcionando en 24
países, como Filipinas, Estados Unidos, Indonesia, Italia, Islandia, Chile, Perú,
México, Canadá, Rusia, China, Japón y otros ubicados en áreas de alta actividad
volcánica; cinco de éstos la usan para producir el 15% o más de su electricidad,
liderando Estados Unidos, por debajo se encuentra Filipinas e Indonesia.
Durante la primera mitad de 2008, mundialmente se instalaron un total de 10.000
MW de capacidad de energía geotérmica, ahora produce suficiente electricidad
para cubrir las necesidades de 60 millones de personas, como si fuera toda la
población del Reino Unido.
En el año 2010 esta capacidad aumentó a 13.500 MW instalados en 46 países,
equivalentes a 27 centrales eléctricas de carbón, duplicándose el número de
naciones que usaría el calor de la tierra para generar electricidad. Esto debido a la
utilización de nuevas tecnologías, lo cual facilitaría el aprovechamiento del calor,
haciendo viable la producción de energía geotérmica en zonas que no son
conocidos por sus recursos geotérmicos.
1.3.2 Energía hidráulica
Se obtiene de la caída del agua a un nivel inferior, provocando el movimiento de
ruedas hidráulicas o turbinas, los cuales se acoplan con generadores eléctricos.
La energía hidráulica tiene su origen en el ciclo natural del agua, el cual inicia
cuando el Sol calienta el agua de los mares, ríos, lagos y lagunas, la cual se
evapora hacia el aire como vapor de agua. Posteriormente cae en forma de lluvia
o nieve sobre la tierra, escurre en el mar, reiniciándose de esta manera el ciclo. El
agua que ha caído en las partes altas es contenida en presas, además es
conducida por canales y túneles hasta el lugar donde se emplea para la
generación de energía eléctrica.
12
Fig. 1.3. Generación de energía eléctrica mediante centrales hidroeléctricas.
El desarrollo de centrales hidráulicas requiere construir pantanos, presas, canales
de derivación, instalación de grandes turbinas y equipamiento para generar
electricidad. La hidroelectricidad es un recurso natural, disponible en las zonas
donde hay suficiente cantidad de agua; el volumen que se puede contener
mediante represas, no solo depende del caudal, sino también de la topografía de
la zona. (Gil García, G., 2008).
Todo ello implica inversión, por lo tanto no resulta competitivo en regiones donde
el carbón o el petróleo son baratos, aunque el coste de mantenimiento de una
central térmica convencional, debido al combustible, sea más caro que el de una
central hidroeléctrica. Sin embargo, el peso de las consideraciones
medioambientales centra la atención en estas fuentes de energías renovables.
Actualmente la generación hidráulica proporciona el 2.3 % de la energía primaria
mundial y más del 19 % de la electricidad mundial.
13
1.3.3 Energía nuclear.
Está basada en el aprovechamiento de grandes cantidades de energía liberada,
cuando el núcleo de ciertos átomos, en especial del uranio-235 y el plutonio-239,
que son incluidos mediante el proceso conocido como fisión nuclear. (Gil García,
G., 2008).
La energía liberada por la reacción nuclear se transforma en energía mecánica
para después ser convertida en energía eléctrica. El calor producido hace que el
agua se evapore y el vapor formado es enviado a un turbogenerador para obtener
finalmente electricidad.
Fig. 1.4. Generación de energía eléctrica mediante centrales nucleares.
Una ventaja importante de esta fuente energética, es que de su funcionamiento no
se derivan emisiones de , u otras formas de emisión típicas de las centrales
térmicas convencionales como el dióxido de azufre.
Una problemática es cómo operar con los residuos nucleares, algunos de los
cuales continúan siendo peligrosos durante varios miles de años. Importante es la
mención de las liberaciones continuas de productos radioactivos, en cantidades
14
pequeñas pero acumulativas a la atmosfera, los océanos, instalaciones de
generación y áreas cernas a las centrales nucleares. Además hay gran
desconfianza en la población acerca de la tecnología nuclear, esto debido a
algunos accidentes ocurridos en la industria.
A pesar de las dificultades, se está intentando desarrollar reactores más efectivos,
económicos de construir y fáciles de operar, por lo tanto serán más seguros que
los existentes al día de hoy.
En la actualidad la generación de electricidad nuclear se ha expandido, ahora
cuenta con el 7% de la energía primaria mundial y más del 17% de la electricidad
internacional. En algunos países es la principal fuente de generación de energía
como; Francia, Bélgica, Suecia, Alemania, Japón, Reino Unido y Estados Unidos.
1.3.4 Energía mediante gas natural.
La creación de energía eléctrica, en las unidades de turbogas (turbina de gas), se
realiza directamente con la cinética, resultante de la expansión de aire comprimido
y los gases de combustión. La turbina está unida al generador de rotor, dando
lugar a la producción de electricidad; los gases de la combustión se descargan
directamente a la atmósfera después de haber trabajado.
Estas unidades utilizan el gas natural o diesel como combustible. Desde el punto
de vista operativo, el breve tiempo de arranque y la variación a la inconsistencia
de la demanda, la turbina de gas satisface cargas de suministro y capacidad del
sistema eléctrico.
La participación del gas natural en el consumo de energía mundial ha sido
creciente, aunque a un ritmo más atenuado, sin periodos e intensidad como
ocurre con el petróleo.
15
Fig. 1.5. Generación de energía eléctrica mediantes centrales de turbogas.
Las reservas comprobadas de gas natural a fines de 1994 alcanzaban a 141
billones de . Los países que poseen más reservas son Rusia con el 40%, Irán
con el 15% y Qatar con el 5%. La duración de las reservas mundiales es de 66,4
años. El 75% del volumen del gas natural comercializado en el mundo se
transporta por gasoductos. El 25% restante se efectúa mediante los buques
gaseros, que transportan el gas natural en estado líquido a una temperatura de
162° C, lo que reduce 600 veces su volumen.
1.3.5 Energía solar
Mantiene la superficie de la tierra suficientemente caliente, capaz de hacer posible
la vida humana. El sol irradia enormes cantidades de energía en el espacio que le
rodea, y una mínima fracción es interceptada por la atmosfera de la tierra, a unos
150 millones de km, siendo del orden de 15,000 veces la tasa de uso de energía
fósil y nuclear utilizada por la humanidad actual.
Aunque, un tercio de la energía es reflejada por la atmosfera antes que alcance la
superficie de la tierra, todavía permanece un flujo continuo aprovechable y
virtualmente inagotable de energía. Éste es del orden de 10,000 veces nuestra
16
tasa de consumo de los combustibles convencionales y está disponible, en
principio, a toda la civilización humana.
La captación de la energía solar puede proporcionar electricidad directamente, con
el uso de una tecnología completamente diferente y más compleja llamada células
fotovoltaicas; los módulos están especialmente preparados en capas de
materiales semiconductores que generan electricidad a través del efecto
fotovoltaico, por lo cual la energía luminosa produce cargas positivas y negativas
en dos semiconductores próximos de diferente tipo, produciendo así un campo
eléctrico capaz de generar un corriente.
Estos paneles fotovoltaicos son capaces de suministrar energía eléctrica en
lugares remotos y, en caso contrario, permite la posibilidad de hacerlo a la red
eléctrica local o global.
La disponibilidad general de los recursos a partir de las células fotovoltaicas es en
principio enorme. Un cálculo demuestra que, si los módulos fotovoltaicos con una
eficiencia media del 10%, fueran instalados en un 0.1% de la superficie de la tierra
equivalentes al 1.3% del área desértica terrestre, produciría suficiente electricidad
para satisfacer los requisitos energéticos del mundo. De ahí el gran potencial de la
energía solar. (Gil García, G., 2008).
La tecnología fotovoltaica está creciendo rápidamente, varios países han iniciado
un desarrollo importante de este recurso alternativo, con la construcción de
grandes centrales de energía fotovoltaica conectados a la red eléctrica, entre ellos
España, Alemania, Italia, Suiza y Estados Unidos.
1.3.6 Energía eólica.
La energía eólica basa su principio de producción en el aprovechamiento de las
corrientes de aire a través de la atmosfera. Cuando la radiación solar entra en la
atmósfera de la tierra, debido a la curvatura de la misma, calienta de forma
diferente en distintas áreas de la tierra, con más proporción en el Ecuador y
menos en los polos. Este desigual calentamiento crea zonas de bajas y altas
17
presiones, originado desplazamientos de masas de aire que tienden a fluir desde
las regiones más calientes a las masas frías, originando al viento.
Las masas de aire en movimiento, por la atmosfera libre, es energía cinética que
puede ser mecánica y a su vez ser transformada en eléctrica. La técnica básica
para aprovechar y transformarla es lograr incidir el viento sobre sobre las aspas de
una aeroturbina, produciendo un trabajo mecánico de rotación, que a su vez
mueve un generador para producir electricidad.
Hoy en día la energía eólica requiere para su aprovechamiento la instalación de
aeroturbinas o aerogeneradores, el conjunto de ellos constituye un parque eólico
destinados a la producción de electricidad.
La capacidad eólica, instalada globalmente a finales del 2009, contribuyó al
suministro de energía eléctrica a nivel mundial del 2% de la demanda global. Esta
capacidad de satisfacción, por parte de los parques eólicos, depende de la
cantidad de energía que contiene el viento antes de pasar por un rotor en
movimiento, siendo tres parámetros los determinantes en su aprovechamiento: la
velocidad del viento incidente, la densidad del aire y el área barrida por el rotor;
por lo cual la capacidad de extracción de energía al viento será distinta en
diversas áreas del planeta, debido a las variaciones locales y temporales como
consecuencia de factores geográficos o climatológicos. (Gil García, G., 2008).
A pesar que no todos los países disponen de recursos eólicos considerables,
hasta 2009, 89 países la emplean en el sentido comercial, de los cuales 49 países
incrementaron su capacidad de instalación.
Estados Unidos y China establecieron los mayores mercados; juntos representan
el 38.4% global con el 22.1 % y el 16.3% respectivamente. Los cinco primeros
países, Estados Unidos, China, Alemania, España e India representan el 72.9% de
la capacidad eólica mundial instalada.
18
Fig. 1.6. Generación de energía eléctrica mediante centrales eólicas.
En general ha tenido una gran aceptación en países desarrollados, sobre todo por
el aumento de la conciencia en cuanto a los beneficios económicos, sociales y
ambientales, también considerada como energía limpia, renovable y sustentable;
todo ello impulsara el desarrollo e inversiones en tecnología y la creación de
nuevos parques eólicos no solo en tierra, sino la instalación de estructuras off-
shore en el mar.
1.3.7 Energía de los océanos.
Los océanos ocupan aproximadamente el 75% de la superficie de la tierra. Esta
recibe el 80% de la energía solar en forma de calentamiento del agua, provocando
viento, generando corrientes marinas y olas, actuando como acumuladores de
energía, por ahora parcialmente explotados y en algunos casos aun sin explotar.
Además de la energía que reciben del Sol, los océanos están sometidos a la
atracción gravitatoria del mismo y de la luna, generando grandes movimientos
19
periódicos llamados mareas. En este sentido, la reserva potencial energética del
mar puede manifestarse de diferentes formas: en maremotriz y la de las olas.
1. La energía de las olas o undimotriz
Es proporcionada por el movimiento constante de las masas de agua, por el
efecto del viento en la superficie de los mares. Puede transformarse por medio de
dispositivos que aprovechen la oscilación producida por las olas para mover
alternadores.
Actualmente existen diversas tecnologías para aprovecharla, entre las cuales se
encuentra la columna de agua oscilante (OWC). En una OWC la elevación y caída
posterior de las olas dentro de un lugar cerrado, empuja y expulsa aire de forma
alternativa, similar a lo ocurrido en un sistema de una central de vapor, impulsando
una especie de turbina de aire, la cual va acoplada a un generador para producir
electricidad.
2. Energía de las mareas o mareomotriz
Se origina cuando las masas de agua se ven afectadas por la atracción entre el
Sol y la Tierra o la Luna y la Tierra. Esta atracción genera un movimiento de
ascenso o descenso del nivel marino, repitiéndose periódicamente.
La principal tecnología para aprovechar la energía de las mareas implica la
construcción de una presa baja con un dique, junto con el estuario de un rio
adecuado.
La presa tiene válvulas de entrada, permitiendo así la subida de los niveles del
mar, por detrás de la misma. Cuando la marea ha alcanzado su máxima altura, las
válvulas de entrada son cerradas y al agua embalsada se le permite que fluya de
nuevo hacia el mar de una forma controlada, pasando a través de una turbina
acoplada con un generador eléctrico, similar a los utilizados en los esquemas
hidroeléctricos de menor altura y gran volumen.
20
Fig. 1.7. Generación de energía eléctrica mediante centrales mareomotriz.
1.3.8 Biomasa.
Es aquel recurso renovable energético procedente de materiales sometidos a un
proceso biológico. El concepto se podría definir como «el conjunto de materia
orgánica renovable de origen animal o procedente de la transformación natural o
artificial de la misma».
Se aprovecha mediante una serie de transformaciones por las que se obtienen
una variada gama de productos sólidos, líquidos o gaseosos destinados al sector
energético, industrial y agrícola. La principal aplicación, bien como materia prima,
o bien como subproducto, tiene lugar en el sector energético, donde es el recurso
más importante para la obtención de energía.
Producida en ecosistemas naturales como materia orgánica, formada por un
proceso biológico, la biomasa vegetal puede ser transformada mediante la
combustión directa para producirse calor, que a su vez se convierte en energía
mecánica o eléctrica; como los procesos de cogeneración de calor y electricidad
a través de la combustión en una caldera, para obtener vapor que mueva una
turbina y a la vez se genere electricidad mediante un alternador. (Gil García, G.,
2008).
21
Otra de las fuentes de bioenergía desarrollada en algunos países tales como
Brasil o Estados Unidos, es la obtención de biocombustibles líquidos a partir de la
fermentación alcohólica de cultivos agrícolas como la caña de azúcar, el trigo, el
maíz entre otras, de los cuales se pueden obtener biocarburantes como el
bioetanol, el alcohol etílico y el biodiesel.
Estos biocombustibles también se aplican al sector energético como sustitutos de
la gasolina y el diesel. Actualmente se utilizan en generación de energía eléctrica,
mediante motores de combustión interna que proveen la energía mecánica, para
mover generadores eléctricos en servicios de bajo consumo.
Antes de considerar la viabilidad de los cambios radicales en los patrones de la
producción y el consumo de la energía, especialmente la eléctrica, es necesario
realizar profundos avances en cuanto a nuestros sistemas energéticos actuales.
El desarrollo tecnológico y de investigación, mediante proyectos ambiciosos
auspiciados por los gobiernos, logrará que estas nuevas forma de producir energía
eléctrica sean benéficas no solo para los seres humanos sino para el medio
natural que nos rodea.
Si bien la variedad de energías limpias y sostenibles es amplia, no se han
desarrollado por completo para depender completamente de ellas; pese a las
condiciones de urgencia ambiental, económicas y energéticas el desarrollo
tecnológico avanza lento, lo más esperanzador es la constancia. Uno de los
mayores desafíos a los que deberá hacer frente la humanidad durante este siglo
será, con toda seguridad, proporcionar un acceso universal a la energía, de forma
que se consiga la seguridad, limpieza y sustentabilidad de nuestro planeta.
22
1.4 Generación de energía mediante ciclo combinado.
La necesidad de bajos niveles de emisión de contaminantes y de alta eficiencia
energética, ha traído el desarrollo de las centrales térmicas de vapor y de gas
natural. Una central termoeléctrica de tipo vapor es una instalación industrial,
donde la energía química del combustible se transforma en calorífica para
producir vapor, éste se conduce a la turbina, donde la fuente cinética se convierte
en mecánica, transmitiéndose al generador para producir electricidad.
Si bien las centrales convencionales de vapor (termoeléctricas) figuran entre las
más contaminantes de los tipos de generación de electricidad, su arraigo en la
totalidad de los países se debe a que los combustibles fósiles como el
combustóleo, el carbón y el coque de petróleo, seguirán siendo durante algunas
décadas la principal fuente de energía utilizada para la producción de electricidad.
Las centrales de gas natural también representan una opción viable en el campo
de las térmicas, siendo su combustible principal el gas natural; la generación de
energía eléctrica en las unidades de turbogas se realiza directamente de la
energía cinética, resultante de la expansión de aire comprimido y los gases de
combustión.
En el ciclo de turbo gas, la turbina está unida al generador de rotor, dando lugar a
la producción de energía eléctrica. Los gases de la combustión, se descargan
directamente a la atmósfera después de trabajar. En los sistemas de generación
de electricidad mediante gas, la emisión de contaminantes se ve reducida
considerablemente, mientras que la eficiencia térmica se ve mejorada respecto al
ciclo convencional de vapor utilizado en las centrales termoeléctricas.
Desde el punto de vista operativo, el breve tiempo de arranque y la variación a la
inconsistencia de la demanda, la turbina de gas satisface cargas de suministro y
capacidad de un sistema eléctrico demandante.
23
1.4.1 Características generales del ciclo combinado.
Técnicamente, un ciclo combinado está constituido por tres elementos: una turbina
de gas, una caldera de recuperación de calor y una turbina de vapor. La turbina de
gas genera energía eléctrica mediante la combustión de gas natural. Los gases de
escape procedentes de la combustión, se introducen en un intercambiador de
calor que se conoce como caldera de recuperación. En ella el agua aprovecha el
calor residual de los gases de escape de la turbina de gas para generar vapor que
se aprovecha en la turbina de vapor, incrementando la producción total de energía
eléctrica.
Fig. 1.8. Esquema simplificado de un sistema de ciclo combinado.
Las plantas de potencia de ciclo combinado pueden ser sin alimentación o con
alimentación suplementaria, en este último caso, se alimenta combustible
adicional a una caldera de vapor, y la turbina puede ser una parte más bien
pequeña de toda la planta. En el sistema sin alimentación, la sección de vapor es
24
auxiliar para la turbina de gas y, por lo común, está controlada automáticamente a
aquella. En el sistema sin alimentación, pueden obtenerse tanto como un 40%
adicional de potencia, sin quemar combustible adicional. Como consecuencia, la
eficiencia térmica global es muy alta (alrededor de 40% en las turbinas modernas.
(Avallone & Baumeister, 1999, p. 9-133).
Fig. 1.9. Central térmica de ciclo combinado.
1.4.1.2 Combustible.
El gas natural ha probado ser un combustible ideal para las turbinas de gas y para
las centrales de ciclo combinado. El gas natural se encuentra en yacimientos
subterráneos por separado o asociado al petróleo. El gas natural licuado (liquefied
natural gas o LNG por sus siglas en Inglés) es gas natural que ha sido procesado
para ser transportado en forma líquida, por cuestiones de ubicación de las
centrales de energía, su composición es una mezcla de hidrocarburos que por lo
común contiene propano, butano, isobutano, que generalmente se extraen del gas
natural, y en menor grado propileno o butileno. El gas natural es transportado
como líquido a presión atmosférica y a -162 °C donde la licuefacción reduce en
600 veces el volumen de gas transportado. (Avallone & Baumiester, 1999, p. 7-20)
25
Durante 2001, las reservas mundiales de gas natural se incrementaron 3.3%
respecto al año anterior para totalizar 5,477 billones de pies cúbicos. En los
últimos 10 años éstas se han incrementado a una tasa anual de 2.3%, en
contraste con las reservas de petróleo crudo que lo han hecho a 0.5% anual. De
esta forma, la relación reservas / producción del gas natural es de 62 años, en
tanto que la de petróleo es 40 años.
Durante 2001, la producción mundial de gas seco se incrementó 1.7% respecto al
año anterior y 2% anual en los últimos 10 años. En Norteamérica se produjo
30.9% de la producción mundial: 22.5% en Estados Unidos, 7% en Canadá y 1.4%
en México.
Se estima que la demanda de gas natural presentará la mayor tasa de crecimiento
respecto a los demás combustibles con un incremento de 3.2% anual durante el
periodo 1999-2015, en tanto que la de petróleo 2.2% anual y el carbón 1.8%
anual.
El mayor dinamismo en el consumo de gas natural se dará en los países en
desarrollo, principalmente en Asia, Centro y Sudamérica con 5.7% anual, en
donde la demanda de energía crecerá alrededor de 4% anual, mientras que en los
países industrializados el incremento en el consumo de este combustible será de
2.5% anual.
En los países industrializados, como en los países en desarrollo, el mayor
consumo de gas natural responde a su creciente uso para generar electricidad por
sus ventajas ambientales y económicas. Además, en los países en desarrollo su
mayor uso será resultado de su aplicación en el sector industrial y el rápido
desarrollo de estos mercados.
Los precios del petróleo y el gas experimentarán una fuerte tendencia a la alza en
relación con los niveles actuales. Con arreglo a las proyecciones, en 2030 el
precio del petróleo alcanzará los 35 euros por barril, mientras que los precios del
gas serán de 28, 25 y 33 euros por barril en los mercados euroafricano, americano
y asiático, respectivamente. Se prevé una importante disminución de los
26
diferenciales regionales de los precios del gas, como consecuencia de unas
combinaciones de abastecimiento más comparables. En los próximos años el gas
natural continuará manteniendo el atractivo propio de un hidrocarburo eficiente y
no contaminante, con una fuerte opción para modificar la matriz energética en los
países, reduciendo con ello, la dependencia de otros hidrocarburos que no
presentan iguales ventajas.
1.5 Panorama actual: México y el mundo.
1.5.1 Las centrales de ciclo combinado en el mundo.
Respecto a lo tratado hasta el momento en este trabajo, entre una central de gas y
una de vapor se pueden tomar las características principales efectivas como: la
alta eficiencia, la reducción de contaminantes por parte de las centrales de gas
natural y una rentabilidad garantizada por parte de las centrales de vapor; todo
ello aunado a una situación de mercado liberalizado que persigue objetivos como
el de garantizar el suministro eléctrico la calidad de dicho suministro y disminuir el
coste, todo ello sin olvidar la protección al medio ambiente.
Las ventajas del gas natural como combustible limpio frente al carbón o el
petróleo y la flexibilidad de operación convierte a la generación de energía
eléctrica, mediante centrales de gas y vapor acopladas térmicamente llamadas
ciclos combinados, en energía eficaz, limpia, y de carácter masivo; a su vez
distribuido en los centros de consumo.
El uso de este tipo de tecnología en el mundo tiene un volumen importante de
utilización, siendo Rusia, Canadá, Alemania, España, Estados Unidos y Suecia,
los países con el mayor porcentaje de producción de energía utilizando el ciclo
combinado.
Según datos del Departamento de Energía de los Estados Unidos de América, el
90% de las nuevas plantas de generación eléctrica que se construirán hasta el año
2020, serán Centrales de Ciclo Combinado de gas natural, con una potencia
27
instalada superior a 360 GW. En la unión europea por su parte, en el año 2000, el
15% de la energía eléctrica fue producida a partir de gas natural. Para el año
2020, se prevé que el 30% de la energía eléctrica europea sea generada mediante
ciclo combinado de gas natural. En Rusia el uso de este tipo de plantas está en
pleno auge cubriendo casi el 6% de la generación total de energía. En España hay
actualmente proyectadas un total de 69 nuevas centrales de ciclo combinado, que
suman una potencia total de 50.096 MW, representando el 30.4% de la generación
eléctrica.
1.5.2 Las centrales de ciclo combinado en México.
La Comisión Federal de Electricidad (CFE) es la empresa del Estado encargada
de la generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica
en el país; actualmente atiende a 25.3 millones de personas. Sin embargo, poco
se sabe de dónde proviene la energía que, todos los días de forma permanente,
mantiene las actividades de personas, empresas y gobierno.
La capacidad de generación cuenta con 177 centrales, lo que equivale a 51,571
MW, incluyendo a aquellos productores independientes, que por ley, están
autorizados para generar la energía.
Ésta tiene varias fuentes, la primera de ellas y la más antigua son las
hidroeléctricas, hasta las modernas como la eólica.
Tabla 1.2. Desarrollo de la capacidad instalada y de la generación de energía en México.
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Capacidad (MW)
CFE 36,236 36,855 36,971 38,422 37,325 37,470 38,397 38,474 38,927 39,664 PIE's 484 3,495 6,756 7,265 8,251 10,387 11,457 11,457 11,457 11,907 Total 36,720 40,350 43,727 45,687 45,576 47,857 49,854 49,931 50,384 51,571
Generación (TWh)
CFE 190.88 177.05 169.32 159.53 170.07 162.47 157.51 157.16 154.14 123.21
PIE's 1.2 21.83 31.62 45.85 45.56 59.43 70.98 74.23 76.5 58.47
Total 192.08 198.88 200.94 205.38 215.63 221.9 228.49 231.39 230.64 181.68
28
Tabla 1.3 Capacidad efectiva instalada en México por tipo de generación eléctrica, datos
al mes de septiembre de 2010.
Tipo de generación Capacidad efectiva en MW Porcentaje
Termoeléctrica 23,474.67 46% Hidroeléctrica 11,174.90 22% Carboeléctrica 2,600.00 5%
Geotermoeléctrica 964.50 2% Eoloeléctrica 85.25 0%
Nucloeléctrica 1,364.88 3% Termoeléctrica (Productores independientes) 11,906.90 23%
Total 51,571.10 100%
Tabla 1.4. Generación por fuente de energía.
Tipo de generación Porcentaje
Geotérmica 2.71%
Carbón 7.09%
Nuclear 2.89%
Eólica 0.06%
Productores independientes 32.18%
Hidráulica 14.37%
Hidrocarburos 40.70%
Tabla 1.5. Para el cierre de septiembre de 2010, la capacidad efectiva instalada y la
generación de cada uno de estos tipos de generación termoeléctrica es la siguiente.
Tipo Capacidad en MW Generación en GWh
Vapor 12,652.10 31,709
Dual 2,778.36 11,869
Carboeléctrico 2,600.00 12,883
Ciclo Combinado 18,022.28 86,679
Geotermoeléctrica 964.50 4,924
Turbogas 1,714.71 1,207
Combustión Interna 214.12 945
Nucleoeléctrica 1,364.88 5,242
Total 40,310.95 155,459
En México, el uso de ciclos combinados, los cuales queman gas natural para la
generación de energía eléctrica, creció en forma significativa a partir de 1995.
Mediante esta energía se produjeron en ese año, un poco menos de 10 mil GWh.
29
Los ciclos combinados en 2007, proporcionaron 12, 231 GWh, cantidad que
represento el 46.4% del total de la energía en el país.
Para diciembre de 2007, la capacidad instalada en ciclos combinados era de
16,873 MW (33% de la capacidad total – 51,029 MW). En el año 2016, la comisión
federal de electricidad (CFE) estima que con esta tecnología crecerá otros 10,599
MW, hasta llegar a 27,472 MW. En el cierre de agosto 2010, la capacidad
instalada efectiva y la generación instalada en ciclos combinados fue de 18,022.28
MW y 77,563 GWh respectivamente.
Tabla 1.6. Centrales de Ciclo combinado en México.
Nombre de la central
Número de unidades
Fecha de entrada en operación
Capacidad efectiva instalada (MW)
Ubicación
Chihuahua II (El Encino)
5 9 de mayo de 2001 619 Chihuahua, Chihuahua
Dos Bocas 6 14 de agosto de 1974 452 Medellín, Veracruz
El Sauz 7 29 de julio de 1981 603 Pedro Escobedo, Querétaro
Felipe Carrillo Puerto (Valladolid)
3 30 de junio de 1994 220 Valladolid, Yucatán
Gómez Palacio 3 5 de enero de 1976 240 Gómez Palacio, Durango
Hermosillo 2 31 de diciembre de 2005 227 Hermosillo, Sonora
Huinalá I 5 10 de julio de 1998 378 Pesquería, Nuevo León
Huinalá II (Monterrey II)
2 17 de septiembre de
2000 450 Pesquería, Nuevo León
Pdte. Emilio Portes Gil (Río Bravo)
3 5 de octubre de 2007 211 Río Bravo, Tamaulipas
Presidente Juárez (Rosarito)
4 6 de julio de 2001 496 Rosarito, Baja California
Samalayuca II 6 12 de mayo de 1998 522 Cd. Juárez, Chihuahua
Tula 6 8 de mayo de 1981 489 Tula, Hidalgo
Valle de México 4 1 de julio de 2004 549 Acolman, México
San Lorenzo Potencia
3 30 de diciembre de 2009 382 Cuautlacingo, Puebla
Sumando a estas cifras, la creación de nuevas centrales, como la Central de Ciclo
combinado ubicada en el Complejo Termoeléctrico “Presidente Juárez” en el
estado de Baja California con una capacidad de generación de 272 MW, y la
30
reconfiguración de centrales termoeléctricas, además de diversos proyectos
conjuntamente con la inversión privada, pretendiendo con ello aumentar la
generación mediante los ciclos combinados.
No incluye autoabastecimiento y cogeneración.
1/ La tecnología de estos proyectos se definirá posteriormente. Algunas opciones posibles son: Ciclo combinado (utilizando gas natural, gas natural licuado, residuos de vacío, etc.) Carbón, nuclear o importación de energía.
Fig. 1.10. Composición de la capacidad bruta a 2016. Servicio Publico Expansión 2006 –
2016 CFE.
Si bien en México hay un catálogo de opciones, las de ciclo combinado son las
que el sector eléctrico mexicano ha preferido en los últimos años. Estas plantas de
turbina de gas en ciclo combinado con las de vapor, tienen ventajas innegables: su
buena eficiencia energética, es la más importante; su bajo costo también es
indudable.
31
CAPÍTULO 2
TECNOLOGÍA Y CONFIGURACIÓN
DE LAS CENTRALES DE CICLO
COMBINADO
32
2.1 Principios del ciclo combinado.
El ciclo combinado es un método para utilizar la energía sobrante del escape de la
turbina de gas. Recibe este nombre porque opera bajo los principios de dos ciclos
termodinámicos: el ciclo Brayton de la turbina de gas y el ciclo Rankine para la de
vapor.
Se combina al hacer circular los gases calientes del escape por un recuperador de
calor que genera vapor, el cual pasa por la turbina de vapor, donde cambia la
energía de presión y temperatura por energía mecánica, para hacer girar un
alternador y producir electricidad.
Una explicación breve de cómo opera el ciclo es la siguiente:
Entra aire al compresor axial de la turbina de gas, el cual es comprimido y se
descarga a la cámara de combustión, donde se calienta al mezclarse con los
gases dentro de los combustores tipo canasta, pasando por los tubos de transición
a la turbina de gas, a la cual cede su energía y ésta la transforma en energía
mecánica, los gases salen por el escape de la turbina aun con alta temperatura.
Esta energía que se pierde cuando los gases son expulsados hacia la atmosfera,
regresa al hacerlos pasar por el recuperador de calor, evaporando el agua
generando vapor y sobrecalentándolo. Finalmente, los gases salen a la atmosfera
después de haber pasado por el sobrecalentador, evaporador de alta presión,
economizador y de baja presión, emergen con un mínimo de energía calorífica.
El vapor que sale del sobrecalentador pasa por la turbina de vapor, donde cede su
energía cambiándola por energía mecánica, el primero sale por el escape de la
turbina y pasa al condensador, en el cual existe un haz tubular al interior de
donde circula agua de enfriamiento, proveniente de las torres de enfriamiento y
sirve para condensar el vapor que pasa por el exterior de los tubos, convirtiéndolo
en agua que cae en el pozo caliente, donde es tomada por las bombas de
extracción de condensado y enviada al deareador para extraerle el exceso de
oxigeno no disuelto , y además, darle un ligero precalentamiento.
33
Del deareador pasa al tanque de oscilación o domo de baja presión ,que sirve
como depósito de agua, a la bomba de alimentación a la caldera, la cual envía el
agua al economizador donde se calienta y cae al domo de alta presión y
enviándola al evaporador de alta presión.
El domo de alta presión es un recipiente cilíndrico donde se separan el vapor y el
agua, pasando ésta, nuevamente, a la bomba de circulación de alta presión y al
evaporador de alta presión para evaporarla. El vapor sale del domo y llega a su
valor nominal de operación en la turbina. En caso de que la temperatura de vapor
sea más alta de su valor nominal, se enfriara levemente en el atemperador,
localizado entre el primero y el segundo paso del sobre calentador; el vapor llega a
la turbina y se repite una vez más el ciclo. (Silva, S.C., 1988)
Fig. 2.1. Diagrama esquemático del ciclo combinado.
34
2.2 Elementos principales de los ciclos combinados de gas y vapor.
El equipo principal del ciclo de vapor lo constituyen la turbina, el generador de
vapor y el alternador. Para que opere, es necesario instalar herramientas
auxiliares como: bombas, compresoras de aire, torres de enfriamiento,
deareadores, etc. El equipo se divide en sistemas que llevan nombre de acuerdo a
la función a desempeñar, por ejemplo: el agua de alimentación es llamada así,
porque su función específica es alimentar de agua al generador de vapor, etc.
Fig. 2.2. Producción de energía eléctrica mediante el ciclo combinado.
35
Los equipos y elementos principales que integran una central termoeléctrica de
ciclo combinado, son los siguientes:
1. Turbina (s) de gas.
2. Recuperador (es) de calor.
3. Turbina (s) de vapor.
4. Sistema de condensados.
5. Generador (es) Eléctrico (s).
A continuación se mencionan los subsistemas más comunes que integran una
central de ciclo combinado.
1. Sistema de vapor principal.
2. Sistema de extracción de vapor.
3. Sistema de condensado.
4. Sistemas de agua de alimentación.
5. Recuperador de calor-generador de vapor.
6. Sistema de agua de servicio.
7. Sistema de agua de repuesto.
8. Sistema de agua de circulación.
9. Sistema de extracción de aire del condensador.
10. Sistema de agua de enfriamiento auxiliar.
11. Sistema de inyección de químicos.
12. Sistema de inyección de químicos al agua de circulación.
13. Sistema de arranque de la turbina de gas.
14. Sistema de aire comprimido.
15. Sistema de suministro de gas a la turbina.
16. Sistema de refrigeración a la turbina de gas.
36
2.3 Turbina de gas.
Este equipo está formado por los siguientes elementos:
1. Compresor.
2. Cámara de combustión.
3. Turbina de expansión de gases.
La turbina de gas también cuenta con sistemas y componentes auxiliares, siendo
estos:
1. Sistema de admisión de aire.
2. Sistema de arranque y rotación lenta.
3. Sistema de aceite de lubricación.
4. Sistema de aire comprimido.
5. Sistema de aire: Enfriamiento, Instrumentación y Sello.
6. Sistema de gas combustible.
7. Sistema de alabes guía y válvulas de alivio.
8. Sistema de instrumentación y control.
9. Sistema eléctrico.
10. Cabina para la turbina de gas.
11. Sistema de detección de gas y fuego y de protección contra fuego.
12. Patín o base.
13. Sistema de escape para los gases de combustión.
14. Sistema de monitoreo de emisión de gases contaminantes a la
atmósfera.
15. Coples y guardacoples.
16. Cajas de engranes.
17. Sistema de lavado.
37
2.3.1. Generalidades.
El sistema formado por la turbina de gas consta de un compresor, un quemador de
combustible, una turbina de expansión y un generador eléctrico conectado a la
turbina; los gases calientes que salen de la turbina de expansión se utilizan para
producir calor y trabajo útil.
Una turbina de gas es una máquina de combustión interna, diseñada para
convertir la energía de un combustible en alguna forma de energía útil, en este
caso, potencia mecánica (en un eje) o el impulso a alta velocidad de un reactor.
Está formada básicamente por una sección generadora de gas, y una sección
para conversión de la energía.
Fig. 2.3. Esquema de una turbina de gas.
El generador de gases, consta de uno o varios compresores, la cámara de
combustión donde se mezclara el combustible con el aire y donde tendrá lugar la
combustión y una turbina de expansión de gases , que solo extrae la energía
calorífica suficiente para impulsar el compresor; mientras la sección generadora de
potencia es básicamente la turbina de expansión y su conjunto de alabes
proporcionan energía mecánica de rotación, producto de los gases de la
38
combustión, un eje acoplado a un generador eléctrico. De este modo se origina un
gas a temperatura y presión elevadas. (Álvarez, et al., 2002, p. 299)
Habitualmente el compresor, el quemador y la turbina forman un conjunto
compacto, el generador eléctrico va separado; los distintos tipos del conjunto
turbina de gas son consecuencia de la adición de diversos elementos a la entrada
de la turbina, en su sección intermedia o en la salida de la misma. Además las
centrales de ciclo combinado incluyen un sistema de arranque para la misma.
Fig. 2.4. Rotor de una turbina de gas SGT6 4000F (Siemens – Westinghouse).
Una descripción de cómo opera una turbina de gas es la siguiente:
El aire atmosférico es arrastrado por la succión del compresor, donde la presión
es aumentada y forzada hacia adentro de la cámara. El combustible (gas natural)
que es suministrado, se quema en los combustores en un flujo constante y
estable, aumentando la temperatura del aire y los productos de combustión.
39
La mezcla (gases) comprimida y calentada, fluye a través de la turbina,
disminuyendo la presión y la temperatura, en tanto la energía calorífica es
absorbida y convertida en trabajo mecánico de rotación. Una parte de la potencia
desarrollada es utilizada para mover el generador eléctrico. Los gases, producto
de la combustión, son expulsados a la atmosfera a través del difusor y múltiples
etapas de escape.
2.3.2 Generación de gases y generación de potencia.
2.3.2.1 Compresor.
El compresor es el componente encargado de aportar energía al aire de entrada,
aumentando su presión, haciéndolo fluir hacia la cámara de combustión. En
función de su disposición y la forma de interaccionar con el flujo de aire, se
distinguen dos tipologías:
1. Compresores de flujo radial o centrífugo.
2. Compresores de flujo axial.
El axial es el más utilizado en las centrales térmicas de gas, se caracteriza porque
produce una alta relación de compresión mientras mantiene las ventajas
adicionales de ser compacto en su diseño y presentar un área frontal
relativamente pequeña.
A través de este dispositivo fluye el aire, en dirección axial, a través de una serie
de etapas rotatorias (paletas) y estacionarias (diafragmas), los cuales son
concéntricos con el eje de rotación. La sección transversal del compresor
disminuye, en área, en la dirección del flujo; provocando que a medida que el aire
pasa a través de las diferentes etapas de compresión, la presión, temperatura y
velocidad, se incrementan hasta alcanzar sus máximos niveles, descargándose
finalmente en la cámara de combustión.
40
Fig. 2.5. Compresor del tipo axial y rotor de una turbina de gas.
2.3.2.2 Cámara de combustión.
Aquí se lleva a cabo la combustión producida por el flujo de aire, proveniente del
compresor y el combustible proporcionado a través de la válvula del mismo.
Incluye las partes para la combustión y está diseñada para quemar una mezcla de
combustible y aire comprimido. Está equipada con combustores y toberas de
combustible en un arreglo circular, alrededor del eje de la turbina, además de
bujías de ignición ubicadas también en la cámara las cuales deben adicionar
suficiente energía calorífica a la mezcla para encenderla y acelerar su masa, con
el fin de proporcionar la potencia necesaria para la turbina. Una vez iniciada la
combustión, mediante una chispa proporcionada por las bujías, es continua, ya
que la combustión es auto sostenida durante aceleración y operación; siendo
utilizadas únicamente durante el arranque de la turbina.
41
Existen diversos tipos de cámaras de combustión para las turbinas de gas:
1. Cámaras de combustión tubular.
Ésta disposición es utilizada para turbinas de gas con compresores centrífugos, en
los cuales el aire que sale del compresor se divide en una serie de corrientes
separadas, cada una alimentada por una cámara de combustión individual. Estas
se ubican espaciadas alrededor del eje que une al compresor y la turbina, cada
una de ellas cuenta con su propio chorro de combustible procedente de una línea
de suministro común.
2. Cámaras de combustión anular.
En los compresores axiales parecería más adecuado utilizar una cámara única de
combustión anular, rodeando el eje del rotor. El espacio comprendido entre el
compresor y la turbina se aprovecha al máximo, por lo que este sistema anular
deberá tener una pérdida de carga menor y dar lugar un motor de diámetro
mínimo.
Fig. 2.6 Cámara de combustión anular.
42
Los factores importantes que afectan su diseño tienen que ver con el tipo de
compresor (axial o centrífugo), el nivel y distribución de la temperatura de los
gases después de la combustión, la estabilidad de la combustión, la formación de
partículas y depósitos de carbono, etc. Es importante que se satisfagan los
requisitos anteriores y se consiga el poder calorífico total.
Estos factores han llevado a los proyectistas a la idea de una combinación de
diseños de la cámara de combustión, sabiendo que la eficiencia del sistema
depende, en buena parte, del acondicionamiento de los elementos. (Cohen, Roger
& Saravanamutto, 1983, p. 201)
2.3.2.3 Turbina de expansión.
Este elemento del conjunto turbina de gas, se acciona por la expansión de los
gases calientes, provenientes directamente de la cámara de combustión, de
alrededor de 1.400ºC y saliendo de la turbina a temperaturas superiores a los
600ºC.
Esta energía calorífica en forma de presión y temperatura elevada (entalpía), se
convierte en mecánica al hacer girar el rotor. Suele estar compuesta por 4 o 5
etapas, cada una de ellas integrada por una corona de alabes con un adecuado
diseño aerodinámico, encargados de hacer girar el rotor al cual se encuentran
unidos solidariamente. Además de estos, antes de cada etapa hay un conjunto de
alabes fijos sujetos a la carcasa, cuya misión es redireccionar el aire, de salida de
la cámara de combustión y de cada etapa, adecuadamente hasta la siguiente
etapa dentro de la turbina.
Los alabes deben estar recubiertos por material cerámico para soportar altas
temperaturas, un flujo de aire refrigerador proveniente del compresor los atraviesa
internamente, saliendo al exterior por pequeños orificios practicados a lo largo de
toda su superficie.
43
El giro provocado en el eje de la maquina es aprovechado por un generador
eléctrico para producir potencia eléctrica y una parte importante de ésta es
absorbida directamente por el compresor. La turbina de expansión de gases
realiza dos funciones: producirla y suministrar gases de escape al recuperador de
calor.
Al igual que en el caso de los compresores, existen dos tipos fundamentales de
turbinas:
1. Turbinas de flujo radial.
2. Turbinas de flujo axial.
En las turbinas de flujo radial el funcionamiento aerodinámico es semejante al del
compresor centrífugo, pero con flujo dirigido hacia adentro y alabes en la tobera en
vez del difusor. Este tipo de turbina radiales no resulta tan apta para las altas
temperaturas a las cuales se ve sometida una turbina de gas por lo que también
se utilizan para potencias extremadamente bajas o cuando el tamaño compacto
tiene más importancia que el rendimiento, pues cuando va acoplada a un
compresor centrífugo se obtiene un rotor muy corto y rígido.
A diferencia de las turbinas radiales, las turbinas de flujo axial poseen un mayor
rendimiento para todas las potencias, a excepción de las extremadamente bajas,
además presentan un buen manejo de las altas temperaturas que se obtienen
debido a la combustión, esto hace que la mayoría de las turbinas de gas empleen
la máquina de flujo axial.
44
2.3.3 Disposiciones mecánicas.
Existen variantes del esquema clásico de una turbina de gas (compresor, cámara
de combustión y turbina de expansión), y son consecuencia de la adición de varios
elementos de entrada y salida al generador de gas. En las aplicaciones aéreas se
utilizan disposiciones mecánicas distintas a las aplicaciones industriales,
buscándose en la primera una propulsión adecuada y en la segunda potencia en
un eje.
2.3.3.1 Turbina de un solo eje
En las turbinas de un eje solo hay un compresor y una turbina, que forzosamente
girarán a la misma velocidad, a la del eje de obtención de potencia mecánica,
donde irá conectada la carga. Es un montaje adecuado para el accionamiento de
alternadores, ya que tienen una buena adaptación a las variaciones de carga y
mantienen fácilmente la frecuencia de giro. (Álvarez, et al., 2002, p. 299)
Fig. 2.7. Turbina de un solo eje.
45
2.3.3.2 Turbina de eje doble.
En este tipo de turbina los dos ejes giran a diferente velocidad, en un eje se monta
el compresor y la turbina que lo acciona, y sobre el otro la turbina conectada a la
carga externa, por lo que se pueden distinguir dos unidades: la generadora de
gas, que está formado por un compresor, las correspondientes cámaras de
combustión y una turbina que extraerá la potencia necesaria para mover al
compresor, y la unidad de potencia, que formada únicamente por una turbina de
expansión, finalizará el proceso de los gases de la combustión, obteniendo
potencia mecánica útil para transmitirla mediante un eje, independiente a la unidad
generadora de gases, a una carga acoplada a todo el sistema.
Fig. 2.8. Turbina de eje doble o eje partido.
A la turbina de expansión de la unidad generadora de gases se le llama de alta
presión por ser la que recibe los gases con la presión más elevada del ciclo. La
otra turbina es la de baja presión, aunque es la que obtendrá la mayor parte de la
potencia. Este montaje es adecuado para el accionamiento directo de maquinaria,
además que permite que el sistema accione la carga a velocidad variable, lo que
se adapta perfectamente a aplicaciones en la industria y el transporte, utilizándose
turbinas de cuerpo compuesto por uno, dos o más compresores, a la vez
impulsados por dos o más turbinas.
46
2.3.4 Elementos estructurales
Para un mejor conocimiento de los elementos de la turbina de gas de una central
de ciclo combinado, a continuación se describen los componentes principales:
Carcasa de entrada.
Está fabricada de placas de acero al carbón y fundiciones. Es una boca
acampanada que actúa como un pasaje, para que el aire atmosférico este
fluyendo hacia el interior del compresor axial. Esencialmente la entrada está
diseñada con el objeto de obtener una eficiencia termodinámica alta; esto se debe
a que la entrada es un embudo acampanado, con rebordes cuidadosamente
redondeados para obtener una resistencia al aire muy baja, por lo que la pérdida
en el ducto es muy leve, considerándose insignificante.
Fig. 2.9. Carcasa de entrada de aire al compresor.
Paletas guía de entrada variable.
Se encuentra en el ensamble de la carcasa de entrada, siendo su propósito el
modular el flujo de aire inicial, variando el ángulo y área de entrada del compresor.
Durante el arranque aprovechan la capacidad de aceleración, mientras que son
cerradas completamente durante el paro de la turbina y permanecen así hasta que
47
la ésta es arrancada, durante la operación de la turbina son abiertas
completamente.
Chumaceras.
La turbina de gas emplea chumaceras de cojinetes basculantes, autoalineables,
tanto en la sección de entrada (chumacera de carga) como en la sección de
escape (chumacera de empuje). Las partes principales de la chumacera son el
collar rotativo, las zapatas de empuje y el arreglo de igualadores de carga de las
mismas, el cual consiste en placas de nivelación encajonadas en todas las
instaladas sostenidas en dos anillos partidos.
Fig. 2.10. Chumacera radial o de carga.
La chumacera de carga se encuentra localizada en la sección de entrada; el
propósito es soportar al rotor mediante cojinetes basculantes. Consiste en un
cuerpo exterior de acero con juntas horizontales atornilladas. Cuatro cojinetes o
almohadillas son soportados y ensamblados por pasadores esféricos dentro del
espacio libre para alineación de la chumacera.
48
La chumacera de empuje tiene su alojamiento en extremo delantero de la carcasa
de entrada y su función es mantener la posición axial del rotor. El empuje de éste
es transmitido del collar rotativo, el cual es parte integral de la flecha del rotor,
hacia las zapatas tipo pivote.
Fig. 2.11. Chumacera axial o de empuje.
Sellos.
El propósito de los sellos en la turbina es impedir las filtraciones de aceite en las
chumaceras, tanto de empuje como de carga.
La ubicación de los sellos de aceite de la chumacera de empuje, se localiza en los
extremos del alojamiento de misma, y comprenden una serie de laberintos
maquinados conjuntamente, de diámetro uniforme, con tolerancias cerradas
alrededor del rotor. Ambos extremos de la chumacera de empuje son protegidos
mediante los sellos, en caso de presencia de fugas de aceite por medio de anillos
maquinados para instalación de izquierda a derecha.
En la chumacera de carga, donde el aceite es arrastrado junto con el rotor hacia el
compresor axial, los sellos de anillo tipo laberinto, son ajustados en su alojamiento
y asegurados en la parte posterior de la carcasa de entrada.
49
Pistón de balance.
El pistón de balance en realidad no tiene relación con el equilibro; tiene que ver
con contrarrestar el empuje debido a la diferencia de presión existente entre los
centros y las cubiertas de la turbina de gas. El arreglo del pistón está localizado en
el extremo de atrás de la carcasa de entrada, sirviendo para absorber las cargas
de empuje adicionales cuando sea necesario.
Carcasas.
Está fabricada de acero fundido en dos secciones: la mitad superior y la mitad
inferior, ambas unidas en línea central horizontal para facilitar el ensamble,
desmontaje, inspección y mantenimiento. La carcasa contiene los alojamientos
para los diafragmas del compresor y puertas para extracción de aire comprimido,
que es utilizado para enfriamiento de las partes calientes de combustión y de las
áreas calientes del rotor, mediante líneas de conducción de aire así como
funciones de sellado durante arranques y disparos.
Fig. 2.12. Carcasa de una turbina de gas.
50
La carcasa que comprende al compresor – cámara de combustión, está ajustada
para asegurar las canastas de combustión, además de tener orificios para la
instalación de las toberas de combustible.
Diafragmas del compresor.
Son alrededor de 17piezas, fabricadas en dos partes (inferior y superior). Las
superficies aerodinámicas formadas por aspas, elaboradas de acero al cromo,
laminadas, labeadas y subsecuentemente soldadas a los anillos de refuerzo
interior y exterior para formar los diafragmas.
Fig. 2.13. Diafragmas y álabes del compresor.
Están maquinados para ajustarse dentro de las ranuras en las cubiertas, tanto
inferior como superior del compresor. Cada mitad de los diafragmas es restringida
de rotación por medio de un tornillo de retención en la junta horizontal. El flujo de
fugas de cada paso estacionario, es minimizado por cintas sello, soldadas al
diámetro interior de los anillos de refuerzo interiores. Los diafragmas del
compresor, en la carcasa inferior, pueden ser removidos con el rotor instalado en
su sitio, de tal forma que todo el empaletado (álabes) puede ser inspeccionado sin
disturbios en los elementos rotativos.
51
Canastas de combustión.
En la cámara de combustión, en la cual están alojadas las canastas de
combustión, forma parte un recinto de velocidad relativamente bajo al cual
descarga el aire el compresor.
El aire entra a la sección primaria de las canastas, a través de orificios, para
obtener una adecuada combustión. Las canastas están perforadas para inducir
una mezcla uniforme y turbulenta del combustible y aire. Su diseño tiene que ver
con el tipo de cámara de combustión que tenga la turbina de gas, siendo esta una
del tipo tubular o anular.
Fig. 2.14. Canasta de combustión.
Toberas de combustible.
El sistema de inyección de combustible líquido, usa una tobera para atomizar el
combustible a presión. Es forzado al interior de cada canasta a través de una
tobera de combustible, localizada en el extremo inicial de las canastas. El
propósito de llegar ahí es dispersar y mezclar el aire de combustión con la
cantidad apropiada de aire de combustión. Pueden ser duales, es decir, operar
con combustible líquido (diesel) o combustible gaseoso (gas natural), asimismo,
son de fácil acceso para su inspección y mantenimiento.
52
Fig. 2.15. Tobera de inyección de combustible.
Bujías de ignición.
Para iniciar la combustión de la mezcla aire/combustible, la turbina de gas cuenta
con dos bujías de ignición, las cuales se encuentran instaladas en las canastas de
combustión, mediante dos orificios localizados en la cubierta del compresor -
cámara, donde son alojadas y retenidas. El ensamble de las bujías de ignición
consta de una de éstas montada en un pistón con resorte, éste se mantiene en el
electrodo de la misma en un punto intermedio, hasta que la ignición se realiza para
que la bujía pueda ser forzada hacia afuera, evitándole daño o fallas por exceso
de calor.
Fig. 2.16. Bujía de ignición de una turbina de gas.
53
Detectores de flama.
Es un circuito localizado en cada canasta de combustión, que observa ésta área
para sensar la presencia de radiación ultravioleta de baja longitud de onda. Cada
canasta cuenta con dos detectores, que a su vez se integra por un detector con
una lente especial; mediante electrodos, gas purificado, circuito de pulsos y un
amplificador, revelando la presencia de flama.
Cilindro de turbina.
La sección de turbina de expansión, es el área en el cual la energía cinética se
extrae de los gases descargados de la sección de combustión. Esta energía
proporciona la fuerza mecánica para accionar el generador y así producir potencia
eléctrica de salida. Parte de la potencia mecánica proporcionada por la expansión
de los gases, es usada para hacer funcionar el compresor axial, el cual forma un
ensamble común con la flecha de la turbina. El cilindro está fabricado de acero al
carbón, una aleación al cromo envuelve el área de combustión.
El cilindro está provisto de orificios para conexiones de aire de enfriamiento e
insertar termopares, además está acondicionado con un dren de purga en la parte
inferior de la cámara de combustión, mismo que opera para proteger a la turbina
de acumulación del combustible líquido no quemado, adicionalmente cuenta con
un sistema de purgado para extraer el aire de enfriamiento e inyectar aire de
purga, en caso de utilizarse combustible líquido.
La cubierta inferior o base del cilindro de la turbina, incluye el soporte flexible
trasero cercano al escape, el soporte provee el alineamiento a la turbina además
del atornillado al pedestal en el piso. Los soportes están provistos de chumaceras,
instaladas en los brazos de soporte, los cuales giran levemente en la dirección
originada por la expansión térmica del conjunto de la turbina.
54
Anillos de álabes.
Son utilizados para formar los pasos de álabes fijos de la turbina, lo cuales dirigen
el flujo de gases calientes a alta velocidad, producto de la combustión contra los
álabes móviles de la turbina, originando así la rotación del rotor. El conjunto de
álabes fijo cuenta con un sistema de enfriamiento mediante aire en pasajes, para
que el aire entre a las regiones de cavidad de sello entre pasos, y continúen en el
área de raíz de los álabes móviles. El aire de enfriamiento es provisto por el
compresor, para después ser descargado mediante aperturas correspondientes a
la trayectoria del flujo principal de gas.
Fig. 2.17. Álabes móviles de una turbina de gas.
Cilindro de escape.
Después de pasar a través de la sección de la turbina, los gases calientes y el aire
de enfriamiento entran a la sección del cilindro de escape para ser canalizados a
la salida del ciclo de la turbina de gas. Está compuesto por el alojamiento de la
chumacera, cono interior y exterior del difusor de escape, así como la carcasa
exterior, todos unidos median un sistema de soportes puntuales. Este se
encuentra provisto de un sistema de enfriamiento para prevenir efectos térmicos
en los soportes y tirantes sujetadores de la carcasa de escape.
55
Múltiple de escape.
Es el encargado de recolectar los gases de escape que produce la cámara de
combustión, para expulsarlos. Consiste múltiple ductos de escape y una junta de
expansión.
Los gases de escapes de la turbina fluyen al múltiple, pasando a través de éste
en dirección de la junta de expansión y al ducto de transición de escape, donde el
gas es descargado al ducto que conecta con su respectivo generador de vapor. El
múltiple estabiliza el flujo de salida de los gases, para incrementar el rendimiento
de la turbina.
Tubo de torsión.
Cilindro hueco fabricado de placas de acero aleado, formando un envolvente de
dos secciones unidas en la mitad horizontal. Tiene dos funciones principales:
a) Actúa como conexión conductora de torsión entre el eje del compresor y el
eje de la turbina.
b) Conduce el aire de enfriamiento de los discos de la turbina.
Fig. 2.18. Turbina de expansión y rotor.
56
El enfriamiento del rotor de la turbina debe ser efectuado para mantenerlo a
temperaturas de operación adecuada y, por lo tanto, asegurar un largo periodo de
servicio a la turbina.
A continuación se muestra el corte y el despiece de una turbina de gas del tipo
industrial LM6000 de General Electric Company:
Fig. 2.19. Turbina de gas de flujo axial.
57
Fig. 2.20. Elementos constitutivos de una turbina de gas.
58
2.4 Turbina de Vapor.
Este equipo está integrado por los siguientes elementos:
1. Turbina de vapor
2. Generador
La turbina de vapor cuenta con sistemas y componentes auxiliares necesarios
para su funcionamiento:
1. Tornaflecha.
2. Sistema de vapor principal y By pass.
3. Sistema de vapor de sellado.
4. Sistema de vapor auxiliar.
5. Sistema de Recalentamiento de Vapor.
6. Sistema de extracción de vapor.
7. Sistema de válvulas de paro.
8. Sistema de disparo por sobrevelocidad.
9. Sistema supervisorio de variaciones.
10. Sistemas de control de temperatura.
11. Drenes de la turbina.
2.4.1 Generalidades.
La turbina de vapor es uno de los elementos principales de una central
termoeléctrica de ciclo combinado, en ella se transforma la energía térmica del
vapor que proviene del generador, en energía mecánica. El generador es otro de
los equipos principales, está acoplado directamente a la flecha de la turbina,
convirtiendo la energía mecánica, proporcionada por la misma, en energía
eléctrica.
La turbina de vapor son turbomáquinas en las que, a comparación de las turbinas
de gas, solo se efectúa el proceso de expansión del vapor en los alabes de la
turbina.
59
Una descripción de cómo opera una turbina de vapor de una central térmica de
vapor de ciclo combinado, compuesta por tres niveles de presión y
recalentamiento, es la siguiente:
Para lograr que la energía del vapor se convierta en trabajo mecánico, es
alimentado en la maquina a través de una tobera, donde se expande
obteniéndose un chorro de vapor a gran velocidad; la tobera se encuentra fija en la
carcasa de la turbina, y el chorro de vapor se dirige en contra de una paleta
montada sobre una rueda.
La fuerza del chorro actúa sobre la paleta, impulsándola y produciendo
movimiento en la rueda; el rotor es la parte móvil de la turbina que lleva montada
la rueda con paletas y toberas, llamadas también álabes. Las toberas fijas están
montadas sobre la carcasa, cubierta envolvente que actúa como barrera de
presión y minimiza la perdida de vapor, al mismo tiempo conduce el flujo de la
energía de una manera eficiente.
La carcasa también soporta anillo de alabes estacionarios, que sirven para dirigir
el flujo de vapor en la dirección adecuada contra los alabes rotatorios, además
cuenta con una serie de montajes de sellos del cuello, en los puntos por donde
pasa el rotor; al dirigirse a la turbina el vapor pierde potencia, de esta manera la
presión y temperatura del vapor en el escape son menores a la del vapor en la
inyección.
La turbina de alta presión e intermedia es una combinación de componentes en
una sola carcaza, cuando el vapor entra a la turbina es guiado a directamente a
través del componente de alta presión, en vez de que el escape de vapor sea
alimentado directamente al de presión intermedia es regresado a la caldera para
recalentarlo a su temperatura original.
El regreso del vapor recalentado de la caldera entra al componente de presión
intermedia, cuando se expande, al empujar los álabes de la turbina, se impone en
el rotor una fuerza o empuje en ambos componentes de presión, aun así el
empuje en la de alta presión e intermedia no son iguales, por lo tanto se requieren
60
extracciones controladas y posicionamiento de alabes estacionarios para
establecer zonas de presión, así como el cuidadoso diseño de los componentes
de la turbina
El vapor extraído de este componente es utilizado para alimentar a la turbina de
baja presión. Una vez que el vapor recalentado se descarga, es alimentado a la
carcasa de baja presión por medio de ductos intercomunicadores por el centro.
Se utiliza la presión y temperatura restante para impulsar un turbina de baja
presión, fluyendo al exterior a través de trayectorias opuestas de alabes; el vapor
crea fuerzas de empuje sobre el rotor, que la ser opuestas y exactamente iguales
se equilibran entre sí, finalmente el vapor de la turbina de baja presión se
descarga al interior de un condensador.
Las turbinas de vapor se clasifican de diversas formas, en las cuales se
encuentran:
Según el salto térmico:
1. Turbinas de condensación: son las de mayor tamaño, y son utilizadas en
centrales térmicas. La presión de descarga puede ser inferior a la
atmosférica debido a la condensación de salida.
2. Turbinas de descarga atmosférica: No utilizan condensador de salida por lo
tanto, no se completa el ciclo de vapor debido a que el vapor de escape no
regresa a la caldera, estas turbinas son generalmente de baja potencia por
lo que se utilizan en centrales pequeñas, donde el combustible es barato
suele abundar el agua de alimentación.
3. Turbinas de contrapresión: Se aplica a las que no tienen condensador,
siendo turbinas expansoras para reducir la presión del vapor, cuentan con
su escape en comunicación y con algún aparato utilizador de vapor trabaja
a menor presión.
4. Las turbinas de extracción: Permiten sacar vapor en distintos puntos del
sistema y descargarlo a una presión elevada, para que pueda ser utilizado
en procesos industriales.
61
5. Turbinas de Baja presión: Funcionan frecuentemente con vapor de entrada
a la presión atmosférica; en ellas el vapor se expande hasta una presión
absoluta en condensador.
Según el principio de operativo:
1. Turbinas de acción: Utilizan el impulso del chorro de vapor para mover los
álabes. En ellas las toberas son fijas y van montadas sobre el bastidor, no
hay cambio de presión en la rueda móvil, obteniéndose el intercambio de
energía por el cambio de velocidad absoluta del fluido.
2. Turbinas de reacción: La expansión del vapor se produce tanto en el estator
de la turbina como en su roto, produciendo una variación de presión, lo que
aumenta la velocidad relativa del fluido a través de las etapas de la turbina.
Una clasificación más de las turbinas de vapor, puede desarrollarse haciendo
referencia al movimiento de la corriente de vapor dentro del cuerpo de la turbina;
según este criterio existen dos tipos: radiales y axiales, siendo mayoría turbinas
del tipo radial.
1. Radiales: la circulación del vapor se establece en un plano perpendicular al
eje de la turbina.
2. Axiales: la circulación de vapor transcurre paralelamente al eje de la
turbina.
Las turbinas de vapor pueden estar formadas por varias etapas. El vapor que sale
de una rueda de alabes pasa a otra y así sucesivamente, a este tipo se les llama
turbinas de etapas múltiples, por lo tanto se tiene un rotor con varias ruedas y sus
respectivos discos de toberas. También existen turbinas con recalentamiento y sin
recalentamiento del vapor, que permiten o no, seguir aprovechándolo en los
diferentes pasos de la turbina. Por esta razón pueden ser agrupadas por
componentes, para aprovechar al máximo la energía contenida.
Las turbinas y sus componentes pueden ser clasificadas de acuerdo a la presión
de vapor que pasa a través de ellas, dividiéndolas en alta presión, intermedia y
62
baja; las utilizadas para una central termoeléctrica generalmente son una
agrupación de distintos componentes.
Las turbinas que dan por resultado una compuesta en tandem – compound,
significa que sus componentes trabajan sobre la misma flecha, en las cuales el
agrupamiento de varias logra que, cuando el vapor sale de una turbina, entre a
otra y así sucesivamente para hacer más eficiente el uso de la presión del vapor.
2.4.2 Disposiciones Mecánicas.
Tienen relación con el objetivo de uso de la turbina, esto significaría el nivel de
potencia requerido y las condiciones de uso de la misma.
2.4.2.1 Turbina de condensación.
El vapor se expande desde la presión de entrada hasta una presión por debajo de
la atmosférica, condensando posteriormente y bombeando el agua a la caldera; es
empleada en las centrales térmicas de generación de energía eléctrica.
Si las características del vapor son moderadas, del orden de 25 kg/cm2, la
construcción puede ser sencilla, mientras para valores elevados de presión se
justifica el uso del doble armazón y de los portatoberas. Siendo una armazón para
alta presión y otra para baja; pudiéndose dividir la turbina en un cuerpo de alta
presión de flujo único y un cuerpo de baja presión de flujo doble.
Si la presión de admisión es del orden de los 100 kg/cm2 y su temperatura y
recalentamiento intermedio es del orden de los 550ºC, la construcción puede ser
de tres cuerpos AP, MP o (MP-BP), y BP. Éstos (MP-BP) y de BP se encuentran
alimentados con doble flujo.
63
Fig. 2.21. Turbina tandem – compund, con una sección de alta presión y una de baja presión, de doble flujo y recalentamiento intermedio.
Fig. 2.22. Turbina de condensación de dos cuerpos y dos flujos de baja presión.
64
Para presiones mayores del vapor y recalentamiento intermedio, se utilizan
turbinas de cuatro cuerpos, uno de AP con flujo simple, otro de MP de doble flujo y
dos de BP de doble flujo.
La evolución actual de la construcción de turbinas, viene motivada por el aumento
de potencias unitarias de las características del vapor en la admisión así como
por el empleo del recalentamiento intermedio, implicando una elevación del
rendimiento térmico y un menor coste de la energía.
2.4.2.2 Turbina de contrapresión.
En ésta la presión del vapor, a la salida de la turbina está por encima de la presión
atmosférica y es susceptible de ser empleado en un proceso industrial.
Cuando las características del vapor sean inferiores a 17,5 atm y 290ºC, las
turbinas se construyen de fundición y para características superiores se fabrican
de acero. Las disposiciones constructivas aplicadas a las máquinas pequeñas son
sencillas, pues llevan cojinetes de anillos, topes de cojinetes de bolas,
estanqueidad por anillos de carbono, regulador de acción directa, orificios de
admisión y de escape en el cuerpo inferior, etc.
Fig. 2.23. Turbina de contrapresión.
65
En las turbina de contrapresión, la utilización de presiones elevadas implica el uso
de un armazón doble, mayor espesor de los conductos de alimentación y elevado
número de puntos de estanqueidad.
2.4.2.3 Turbina de extracción.
Consiste en una turbina con una toma de vapor en la carcasa, para alimentar un
determinado servicio o precalentar el agua de alimentación de la caldera, puede
de condensación o no. La presión de extracción se mantiene constante al variar el
caudal del vapor extraído, por medio de un regulador de presión que actúa sobre
el vapor de entrada en la turbina.
Si la extracción no se controla, la presión del vapor estará sometida a variaciones
importantes en función del caudal de vapor de salida de la turbina. Se utilizan en
aquellos procesos industriales en los que se puedan requerir dos niveles de
presión.
Fig. 2.24. Sección de una turbina de extracción.
66
2.4.3 Componentes principales de la Turbina de Vapor.
Para un mejor conocimiento de los elementos estructurales de la turbina de vapor
de una central de ciclo combinado, a continuación se describen los componentes
principales:
1. Turbina de alta presión.
2. Turbina de presión intermedia.
3. Turbina de baja presión.
4. Álabes.
5. Carcasa.
6. Sellos de vapor.
7. Diafragma de protección por alta presión.
8. Extracciones de vapor.
9. Caja de vapor, válvulas de marcha y válvulas gobernadoras.
10. Válvulas de paro principal.
11. Válvulas de control o reguladoras.
12. Válvulas de combinadas de paro e interceptoras de recalentado.
13. Chumaceras de empuje.
14. Chumaceras de carga
15. Tornaflecha.
16. Atemperador del cuello de la carcasa de la turbina.
17. Protecciones de la turbina.
Turbina de alta presión.
Su propósito es transformar la energía térmica del vapor de alta presión en
energía cinética en las toberas, para finalmente transformarla en energía
mecánica en los álabes móviles de la turbina. Esta se encuentra fija a la flecha
junto con la de presión intermedia; consta de un paso curtis o de impulsor de
alabes de reacción, siendo éste el elemento de regulación de velocidad del
conjunto de turbina.
67
Turbina de presión intermedia.
Su finalidad es transformar la energía térmica del vapor recalentado en energía
mecánica, sus componentes principales son, al igual que la de alta y baja presión:
a) Álabes fijos.
b) Álabes móviles.
c) Rotor.
d) Carcasa interior.
e) Carcasa exterior.
f) Sellos.
La turbina de presión es una turbina de reacción, al igual que la de alta presión
cuenta con extracciones de vapor.
Turbina de baja presión.
Su objetivo es transforma la energía térmica del vapor, que emerge de la turbina
de presión intermedia, en energía mecánica; se encuentra entre la turbina de
presión intermedia y el generador. Es del tipo de reacción de doble flujo, porque
consta de dos secciones opuestas, donde el vapor es admitido por el centro,
dirigiéndose hacia los extremos y formando dos flujos.
Fig. 2.25. Turbina de vapor de tres etapas de presión, modelo GE STAG207A.
68
Álabes.
Transforman el salto térmico en energía cinética; se proyectan no solo para
asegurar el flujo de vapor con pérdidas reducidas, sino también para soportar con
seguridad la influencia de la velocidad del fluido, las altas temperaturas y las
tensiones originadas. La disposición de los álabes varía, según pertenezcan al
escalonamiento de presión o al diseño mismo de la turbina (de acción o reacción).
Carcasa.
Su propósito es alojar y proteger las secciones de alta presión, intermedia y baja
de la turbina de vapor; está compuesta por dos carcasas una que aloja a los
rotores de la turbina de alta presión e intermedia y la otra aloja al rotor de la
turbina de baja presión.
Cada una de estas carcasas está constituida por un envolvente interior y exterior,
el interior contiene los anillos de álabes estacionarios, ensamblados para
mantener el correcto alineamiento de los efectos térmicos del vapor.
Fig. 2.26. Carcasa de una turbina de vapor.
69
Las toberas y escape de vapor del cilindro interior de la carcasa están alineadas
con las boquillas del cilindro exterior y se unen con sellos flexibles, permitiendo la
resistencia a los efectos de la expansión por el diferencial térmico; los cilindros
generalmente son fabricadas de una aleación de acero fundido, se encuentran
divididas en el plano central para formar una base y una tapa.
Sellos de vapor.
Las dos carcasas, tanto la de la turbina de alta presión, intermedia y baja presión,
cuentan con un determinado número de sellos laberínticos en sus dos extremos
(en la unión de la carcasa con el rotor), los cuales en la turbina de alta presión e
intermedia tienen la finalidad de evitar fugas de vapor a la atmosfera, en la de baja
presión evita la entrada de aire a la turbina.
Fig. 2.27 Sellos (anillos de carbón) en una turbina de vapor.
Su descripción, representa tirillas metálicas de contraparte formando los sellos,
éstos funcionan de tal forma que, el vapor circulante a través de ellos, se lamine y
cambie de dirección continuamente, con lo cual pierde presión.
70
Diafragma de protección por alta presión.
La carcasa de la turbina de baja presión es protegida por dos diferentes
diafragmas frágiles, instalados en la parte superior de la carcasa; su propósito es
apoyar automáticamente si la presión interna se eleva y rebasa el valor máximo;
la presión de escape se eleva, después de cierto valor el diafragma se rompe y
alivia la sobrepresión en el escape de la turbina.
Extracciones de vapor.
Su propósito es aprovechar la energía del vapor de las extracciones, para
calentar el agua del ciclo antes de llegar al generador de vapor; con ello se
incrementa la eficiencia del ciclo termodinámico.
El vapor que alimenta a la turbina de alta presión, se expande al circular en ella,
perdiendo presión y temperatura. Posteriormente al salir de la turbina de alta
presión, parte del vapor fluye por las líneas de extracción y el resto del vapor
regresa al generador para recalentarse y aumentar su temperatura, ya
recalentado pasa a través de las válvulas combinadas de paso e interceptoras
para entrar a la sección de presión intermedia.
Una vez que el vapor se expande por las etapas de la turbina de presión
intermedia, una parte sale por otras dos extracciones y el resto se envía a la
carcasa de la turbina de baja, por medio de unos ductos intercomunicadores. En la
turbina de baja presión el vapor se expande, finalizando su trabajo; cierta cantidad
de vapor pasa a través de otras cuatro extracciones y el resto se descarga hacia el
condensador.
Caja de vapor, válvulas de marcha y válvulas gobernadoras.
Cuando se abren las válvulas de admisión, el vapor es dirigido por la turbina
haciendo girar al rotor; el flujo es controlado por la caja de vapor, la válvula de
marcha y las gobernadoras. Estos componentes se encuentran montados a
ambos lados de la turbina y están controlados de manera electrohidráulica.
71
Fig. 2.28. Componentes de admisión de vapor.
Válvulas de paro principal.
Su propósito es cortar súbitamente el flujo de vapor principal a la turbina de alta
presión, bajo condiciones de emergencia (rechazos bruscos de carga, disparos,
etc.).
Fig. 2.29 Válvula de paro principal.
72
Válvulas de control o reguladoras.
Su finalidad es regular el flujo de vapor principal a la turbina de alta presión, de
acuerdo a las necesidades de carga de la unidad, a señal del gobernador de
velocidad.
Válvulas combinadas de paro e interceptoras de vapor recalentado.
Los componentes de admisión de vapor recalentado incluyen válvulas de
interceptoras de admisión, éstas entran en acción en caso de presentarse una
situación de exceso de velocidad en la turbina, cortan el suministro de vapor
recalentado al componente de presión intermedia y a la vez a la turbina de baja
presión. Las válvulas de paro de admisión sirven de apoyo a las interceptoras,
asistiendo en el control del vapor de recalentamiento en caso de emergencia.
Fig. 2.30. Válvula de paro sobre la admisión de presión intermedia.
Chumacera de empuje.
Sirven para contrarrestar las fuerzas que actúan a lo largo del eje del
turbogenerador. Está localizada sobre la flecha principal de la turbina, montada
independientemente dentro de la base; absorbe el desplazamiento axial debido a
la fuerza resultante del empuje axial del rotor del turbo grupo, ya sea lado
generador o lado gobernador. Al igual que la turbina de gas, la de vapor cuenta
con pistón de balance para contrarrestar el empuje en la chumacera.
73
Chumacera de carga.
Su objetivo es soportar el peso de las secciones de alta presión, intermedia y baja
presión de la turbina de vapor, manteniéndolas alineadas y permitiendo al rotor
girar suavemente sin vibraciones. La mayoría de las chumaceras son del tipo de
asientos esféricos autoalineables, están montados en pernos de chumaceras, los
cuales tienen una superficie esférica interna ajustada a un asiento sobre la
chumacera; esos pernos tienen lengüetas sujetadas a los soportes. Las
chumaceras están equipadas con lainas para ajustar el alineamiento de las
mismas y, además, cuentan con divisiones horizontales, facilitando su traslado sin
desplazamiento de la flecha.
Tornaflecha.
Se utiliza para hacer girar el rotor del turbogenerador a baja velocidad cuando la
turbina se va a poner en servicio, con el fin de evitar distorsiones o deformaciones
en el mismo, causadas por un calentamiento o enfriamiento no uniforme. La
tornaflecha está accionada por un motor eléctrico, montado independientemente
en la cubierta de la chumacera de empuje, adyacente al acoplamiento entre la
turbina y el generador, permitiendo así el embrague o el desembrague de la
tornaflecha.
Atemperador del cuello de la carcasa de la turbina.
Su propósito es abastecer agua para enfriar el escape de vapor al condensador y
las últimas etapas de la turbina de baja presión durante arranques en condiciones
de operación de bajas cargas de la unidad, evitando que la turbina se presurise.
La atemperación se realiza utilizando agua del condensador a través de una
válvula que opera automáticamente de acuerdo a la presión del vapor recalentado
a fin de mantener la temperatura del cuello de la carcasa de la turbina de baja
presión debajo de 80° C.
74
Protecciones de la turbina.
Su función es proteger al equipo y al personal de daños o destrucción total, en
caso de cometer algún error de operación o por falta de mal funcionamiento del
equipo.
Existen dos tipos de protección:
1. Permisivos: Proporcionan el orden o pasos en que debe ponerse en
funcionamiento algún equipo.
2. Disparo: Sacan de servicio rápidamente al equipo respectivo, cuando se
alcanza valores anormales preestablecidos en sus parámetros de operación
o debido a fallas de alguna pieza del equipo.
Siendo los riesgos más frecuentes a los que está expuesta la turbina son: falla por
sobrevelocidad, de aceite de lubricación, de cojinetes de empuje, por bajo vacío,
agua en la turbina, vibraciones excesivas y temperatura diferencial excesiva.
2.5 Recuperador de calor – generador de vapor (HRSG).
El recuperador de calor – generador de calor ( Heat recovery steam generator y
por sus siglas en ingles HRSG), está formado por los siguientes elementos:
1. Bomba de agua de alimentación.
2. Pared de tubos de agua.
3. Deareador
4. Economizador.
5. Evaporador.
6. Atemperador.
7. Hogar.
8. Sobrecalentador.
9. Domos.
10. Supercalentadores.
75
11. Recalentadores.
12. Chimenea.
13. Protecciones del generador de vapor.
2.5.1 Generalidades.
Los objetivos de un generador de vapor son dos:
Realizar una combinación para liberar energía en forma de calor.
Producir vapor con determinadas características de presión y temperatura.
El generador de vapor es un conjunto de elementos integrados y dispuestos, de tal
forma que se utilicen los gases productos de la combustión en la turbina de gas y
se absorba el calor de los productos de esta combustión en forma eficiente.
El paso de los gases por el generador de vapor libera calor, que será
aprovechado por determinadas partes del recuperador para:
a) Calentar agua.
b) Transforma el aguan en vapor.
c) Sobrecalentar el vapor.
Fig. 2.31. Recuperador de calor de una central de ciclo combinado.
76
A continuación se detalla el funcionamiento de un recuperador de calor –
generador de vapor y sus sistemas asociados, de una central termoeléctrica de
ciclo combinado:
El generador recibe el flujo de gases calientes provenientes del escape de la
turbina de combustión (turbina de gas), a través de un ducto de transición, a una
temperatura de entre 500°C, debido a que estos gases de escape pasan también
a través de los quemadores posteriores, los cuales están montados en el ducto de
transición (entre el ducto de escape de la turbina y el ducto de entrada al
generador de vapor).
Son calentados por medio de estos quemadores de gas natural, incrementando su
temperatura unos 150 grados hasta un rango de 650° C – 700°C, después los
siguen su recorrido en forma horizontal hasta llegar al ducto de entrada del
generador, el cual desvía los gases hacia arriba pasando a través de la superficie
del sobrecalentador, evaporador de alta presión, economizador y de baja presión.
Los gases entran después a la sección de escape y son expulsados a una
temperatura próxima a los 150° C.
Fig. 2.32. HRSG (Heat Recovery Steam Generator) horizontal.
77
El sistema de producción de los generadores de vapor en una central de ciclo
combinado, es hasta cierto punto similar al utilizado en las centrales
termoeléctricas convencionales, es decir, sus circuitos de agua y vapor, tienen el
mismo principio de operación.
El sistema agua – vapor de la caldera de recuperación de calor funciona de la
siguiente manera:
El agua de enviada por las bombas de condensado, llega al deareador y tanque
de oscilación, donde es circulada naturalmente a través del evaporador de baja
presión a una temperatura de saturación de 120° C, al fluir a través del
evaporador, una mezcla agua – vapor es formada, la cual es conducida al
deareador, donde dicha mezcla es separada y el vapor es usado para calentar el
condensado, el cual está siendo deareado.
Este condensado (liquido saturado), llega a la bomba de agua de alimentación, la
cual descarga el agua hacia el economizador, como el agua circula a través de los
tubos de éste, la temperatura es incrementada por los gases de escape pasando
por los tubos. El agua aún permanece en el estado líquido, debido a la alta
presión. Ésta agua precalentada en el economizador (aproximadamente 340° C),
es dirigida al domo de alta presión. El agua caliente en la parte inferior del domo
de alta presión es succionada por la bomba de circulación de alta presión, la cual
la envía a través del evaporador de alta presión, el cual está altamente
estructurado con mezcla y fluye al domo de vapor, donde este es secado por la
sección por la acción de un secador centrifugo y separadores ciclónicos situados
dentro del domo. Después que las impurezas son eliminadas, el vapor secado
fluye del domo de alta presión al sobrecalentador primario, donde es recalentado.
El vapor saliente del sobrecalentador primario fluye al sobrecalentador secundario,
donde adquiere las condiciones de presión y temperatura necesarias para su
admisión a la turbina de vapor.
78
2.5.2 Componentes principales del recuperador de calor – generador de
vapor.
Para un mejor conocimiento de los elementos del recuperador de calor de una
central de ciclo combinado, a continuación se describen los componentes
principales:
Bomba de agua de alimentación.
La bomba del agua de alimentación a la caldera es un tipo específico
de bomba, que provee la presión específica al sistema de circulación del agua en
los tubos del recuperador de calor. El agua se puede proveer recientemente o el
volver condensado producido como resultado de la condensación del vapor
produjo por la caldera. Estas bombas son normalmente las unidades de alta
presión que utilizan la succión de un sistema de vuelta del condensado y pueden
ser del tipo centrífuga o del tipo succión positiva.
Fig. 2.33. Bomba de alimentación de agua a la caldera.
Pared de tubos de agua.
Las calderas pueden clasificarse según la distribución de los gases calientes y el
agua en dos tipos:
1. Tubos de agua (acuotubulares): El agua se encuentra en el interior de los
tubos y los gases pasan por el exterior.
79
2. Tubos de humo (pirotubulares): Los gases circulan por el interior de los
tubos y el agua se encuentra en el exterior.
Las calderas de los generadores modernos y de grandes capacidades como los
instalados en las centrales termoeléctricas son del tipo de tubos de agua y están
constituidas por grandes cantidades de tubos, alineados uno junto al otro y
formando una pared continua que envuelve al hogar, dejando un espacio interior
en donde se produce la recuperación de calor. Los tubos están llenos de agua que
al calentarse producen el vapor. Los cabezales sirven para interconectar los tubos
y no están expuestos al calor.
Fig. 2.34. Pared de tubos de agua en el recuperador de calor – generador de vapor.
80
Deareador.
El propósito del deareador dentro del ciclo del agua de alimentación, es el de
eliminar el oxígeno y otros disueltos en la misma.
Fig. 2.35. Deareador.
El proceso de deareación se funda en lo siguiente:
Un gas cualquiera, tal como el oxígeno o bióxido de carbono, es soluble en el
agua en proporción a sus propias presiones. En una atmosfera cualquiera, la
presión total es igual a la suma de las presiones parciales de los gases presentes.
Cuando el agua se calienta hasta su punto de ebullición, la presión del vapor de
agua será igual a la presión total de la atmosfera que presiona sobre el agua, y en
consecuencia la solubilidad de los gases se vuelve cero. Por lo tanto el primer
paso en el proceso de la deareación consiste en calentar el agua hasta su punto
de ebullición. Si el agua está en forma de masa, se requerirá un tiempo bastante
grande para separar o liberar los gases que han sido excluidos o eliminados dela
solución. La manera más sencilla de realizar esto es haciendo burbujear otro gas a
través del agua o rociando el agua dentro de un flujo de otro gas (vapor de
81
extracción) contracorriente y proporcionando una ventilación libre del gas del
sistema.
Economizador.
El economizador puede definirse como un aditamento de recuperación de calor, su
objetivo es el de aumentar la temperatura del agua, recuperando parte del calor
que contienen los gases de combustión a un fluido generalmente de agua, antes
de abandonar el generador de vapor, incrementando la eficiencia.
El economizador está formado por una sección de tubos de agua a través de los
cuales pasa el agua de alimentación justamente antes de inyectarse al generador
de vapor, pasan por los tubos del economizador y de esta manera calientan el
agua de alimentación.
Fig. 2.36. Economizador de una caldera de recuperación de calor.
82
Evaporador.
Los evaporadores son intercambiadores que aprovechan el calor de los gases de
escape de temperatura intermedia para evaporar el agua a la presión del circuito
correspondientes, la circulación del agua a través de ellos puede ser forzada o
natural, en la forzada se utilizan bombas y en la natural el efecto termosifón,
aunque también se usan bombas en los momentos de arranque o cuando sea
necesario.
Fig. 2.37. Evaporador de tubos horizontales.
Atemperador.
El atemperador es un aparato dedicado a reducir la temperatura y la cantidad de
calor para cualquier vapor recalentado o fluido que pase a través de él. El
atemperador puede estar localizado entre la salida del vapor saturado de la
caldera y el supercalentador, también se puede localizar en un punto intermedio,
entre 2 secciones consecutivas del supercalentador, en donde sirve como
83
desupercalentador intermedio y por último se puede ubicar en la salida del
supercalentador, en donde sirve como un desupercalentador de post enfriamiento.
Fig. 2.38. Atemperador de vapor por inyección de agua.
Sobrecalentador.
El propósito del sobrecalentador es recibir al vapor saturado que sale del domo
para sobrecalentarlo hasta la temperatura requerida por la turbina de vapor. Los
sobrecalentadores están formados por una gran cantidad de tubos que conectan a
un cabezal de entrada a otro cabezal de salida. Los sobrecalentadores pueden ser
del tipo horizontales o verticales, y pueden estar localizados en varios lugares del
generador de vapor, según las exigencias del vapor.
Fig. 2.39. Configuraciones del sobrecalentador.
84
El objetivo del sobrecalentador es eliminar la humedad todavía existente en el
vapor de salida del domo, humedad que puede ser perjudicial para la turbina,
limitando el manejo de la turbina, por lo que cuando se usa vapor sobrecalentado,
puede obtenerse mayor trabajo y más pasos en la turbina antes de que se forme
humedad en vapor. Además el uso del sobrecalentador hace que la eficiencia del
ciclo sea mayor.
Domo.
La función del domo es recibir, almacenar y distribuir el agua de alimentación a los
tubos descendentes (pared de tubos de agua), así como también recibir la mezcla
de agua – vapor, proveniente de las paredes del recuperador de calor, y hacer
posible la separación de dicha mezcla, por medio de unos separadores, mediante
un movimiento rotativo ciclónico al vapor, a través de paquetes de láminas. El
domo está dispuesto transversalmente al eje del generador de vapor, se encuentra
en la parte superior del mismo.
Fig. 2.40. Domo.
85
El interior del domo se encuentra dividido en 2 partes, en la mitad inferior del domo
(domo inferior) se encuentra agua y en la parte superior (domo superior) se
encuentra vapor saturado. El vapor saturado sale del domo, se hace pasar por un
colector, y de esta manera forma la pared del techo del generador de vapor,
llegando a un cabezal de donde se distribuye a las paredes laterales posteriores
del generador de vapor para posteriormente el vapor ser conducido hacia el
sobrecalentador. Por otra parte, el agua que encuentra en la parte inferior del
domo se distribuye nuevamente a las paredes laterales del hogar; dentro del
sobrecalentador el vapor saturado sufre de un incremento de su temperatura
mediante un suministro de calor.
Recalentadores.
El recalentador es otro elemento del generador de vapor que también absorbe
calor. El vapor que ya trabajo en la turbina, sale con menor presión y temperatura,
pero puede volverse a recalentar para seguir aprovechándose y trabajar en las
etapas restantes o en otras turbinas.
El recalentador recibe vapor directamente del escape de la turbina de alta presión,
denominado vapor recalentado frio, para recalentarlo a su temperatura original
(vapor recalentado), y así después ser conducido al componente de presión
intermedia para continuar con el componente de baja presión de la turbina de
vapor. Las características y el comportamiento del recalentador son semejantes a
los del sobrecalentador, pero el recalentador opera a una presión menor.
Chimenea.
La chimenea tiene por objetivo descargar los productos de la combustión a una
elevación suficiente para evitar, en lo posible molestias inherentes. La chimenea
es una gran torre de forma cilíndrica y hueca, que debe de estar bien soportada,
cumplir con una altura reglamentaria y anclada a fin de resistir fuertes vientos.
86
Protecciones del generador de vapor.
Se consideran como protecciones a los aditamentos que permiten que los
generadores de vapor funcionen eficientemente sí que sufran daños en el
funcionamiento. Entre ellos se encuentran:
1. Separadores de vapor. Para generadores que tienen la tendencia de
producir vapor húmedo, se instala un separador de vapor en la línea de
alimentación del mismo, ya sea junto a la caldera en el extremo final de la
línea general.
2. Purgas y venteos. Las purgas de agua y los venteos de vapor son de
extraordinaria importancia para el funcionamiento del generador de vapor,
la fiabilidad y seguridad del proceso depende de las estabilidad de las
presiones, temperaturas y composición química de los fluidos que se están
manejando y existan innumerables válvulas para llevar a cabo este
propósito.
2.6 Sistema de condensado.
2.6.1 Generalidades.
Cuando no hay pérdidas de calor al exterior, el trabajo que el vapor puede rendir
evolucionando entre ciertos límites de temperatura, dependen exclusivamente del
valor de dichas temperaturas. Cuando mayor sea la diferencia de temperaturas,
mayor será la cantidad de calor transformable. Para aumentar esta caída térmica
y, además, disminuir la contrapresión así como el trabajo a ellas correspondiente,
y llevar hasta el máximo límite de expansión del vapor, se hace llegar el vapor que
sale de la turbina, a un recipiente prácticamente vacío de aíre, denominado
condensador, en el cual, se licua el vapor al ponerse en contacto con el agua fría,
que se introduce en dicho condensador.
87
En resumen, las ventajas que se pueden obtener si se emplea una instalación
condensadora en una central térmica cuyas maquinas motrices sean maquinas o
turbina de vapor, son las siguientes:
a) Disminuir la temperatura final del vapor, con lo que se aumenta su
rendimiento termodinámico.
b) Disminuir la presión de escape del vapor, con lo que se aumenta la energía
reutilizable.
c) Recuperar el vapor condensado para utilizarlo como agua de alimentación
de las calderas.
2.6.2 Disposiciones mecánicas.
El elemento más importante de las instalaciones de condensación, son los
condensadores. En las centrales térmicas se utilizan, principalmente dos tipos de
condensadores.
1. Condensador de superficie.
2. Condensador de chorro.
Condensador de Superficie.
Los condensadores de superficie proporcionan una baja presión de escape y al
mismo tiempo permiten recuperar el condensado.
Un condensador de superficie consiste generalmente en un cilindro de hierro
colado, o de chapa de hierro, con una tapa porta-tubos en cada extremo, las
cuales unen entre si una multitud de tubos que forman la superficie de
enfriamiento. El vapor de escape entra en el condensador por un orificio situado
en la parte superior de la envolvente, y el agua de refrigeración pasa por el interior
de los tubos. Los condensadores de superficie puede ser de paso único, en los
cuales el agua circula en un solo sentido a través de los tubos, o de dos pasos en
88
los cuales el agua el circula en un sentido a través de la mitad de los tubos y
vuelve a través de los restantes.
Fig. 2.41. Condensador superficial de doble paso.
Condensador de Chorro.
Los condensadores de chorro solamente proporcionan una baja presión de
escape, pues el condensado se mezcla con el agua de refrigeración. En este tipo
de condensador, el vapor a condensar entra en contacto con el agua de
refrigeración; ésta es usualmente agua corriente tomada de un río, y en
consecuencia, con sales en disolución, por lo que es imposible enviar la mezcla
condensada a la caldera y se pierde la energía contenida en el agua condensada;
este tipo de condensador era el utilizado en las máquinas alternativas, siendo muy
89
poco empleado en la actualidad, pero apropiados si hay abundante agua de
alimentación de buena calidad.
Fig. 2.42. Condensador de mezcla horizontal (condensador cascada).
En las centrales equipadas con grandes turbinas de vapor no pueden utilizarse
condensadores de chorro, primero por el costo que significa la perdida de vapor
tratado, además del consumo de energía debido a la utilización de bombas para la
alimentación y extracción de agua en dichos condensadores, sin embargo para
turbinas de tamaño moderado los condensadores de chorro tienen bastante
aplicación.
90
2.7 Generador eléctrico.
2.7.1 Generalidades.
El generador eléctrico se considera como el dispositivo final del proceso de
generación de energía de una central de ciclo combinado, dispositivo precedido
por la instalación de transformación y distribución de la energía eléctrica.
A continuación se describe de forma breve el funcionamiento de un generador
eléctrico de una central térmica de ciclo combinado:
Una vez iniciada la ignición del combustible en la turbina de gas, o la expansión
del vapor para la turbina de vapor, y alcanzando el par suficiente para aumentar la
velocidad suficiente hasta valores próximos a los del sincronismo, se desconecta
el arrancador síncrono SFC (contactor de campo estático), abriendo sus
interruptores y seccionadores. Se excita la maquina a través de un trasformador,
quedando auto excitado el alternador y con la frecuencia gobernada por el control
de velocidad de la turbina de gas o para la turbina de vapor respectivamente.
2.7.2 Elementos estructurales.
El generador es una maquina síncrona trifásica cuyos componentes para
potencias del orden de 400 MW son:
1. Rotor.
2. Estator.
3. Sistema de excitación.
4. Sistema de refrigeración.
5. Sistema de aceite de sellado.
6. Sistema de puesta a tierra.
91
Rotor.
El rotor es la parte móvil de la máquina que se monta sobre una flecha y rota
dentro del estator hueco. El rotor está construido a partir de un cilindro macizo de
acero ferromagnético forjado (Cr, Ni, Va, Mo), con ranuras mecanizadas en las
que van alojadas las bobinas de excitación de corriente continua, generada y
regulada por el sistema excitación. Estas bobinas, con aislamiento 155° C (clase
F), tienen sus cabezas sujetas por medio de anillos retención de acero amagnético
inoxidable y de alta resistencia mecánica (18% Mn – 18% Cr). El rotor esta
soportado en ambos extremos por cojinetes de deslizamiento con recubrimiento
de material antifricción. (Sabugal y Gómez. 2006)
Estator.
La envolvente exterior de la maquina está constituida por una carcasa cilíndrica
hermética, construida con chapas soldadas y reforzada internamente mediante
nervaduras axiales y radiales que la dotan de la rigidez necesaria para soportar
sobrepresiones que pudieran ocasionarse por una explosión de hidrogeno.
El núcleo magnético está constituido por chapas magnéticas de alta calidad. Estas
láminas están cortadas en sectores y recubiertas por ambos lados con barniz
aislante para evitar las perdidas por corrientes parasitas.
Sistema de excitación.
En el equipo que suministra la corriente eléctrica al devanado inductor de la
máquina, incluyendo además todos los órganos de regulación, control y los
dispositivos de protección. En las centrales de ciclo combinado normalmente se
alimenta de un transformador que puede partir de las barras de 6 kV, de un
arrollamiento del secundario del transformador auxiliar o de las barras de fase
aislada.
92
Sistema de refrigeración.
En los alternadores pequeños y de baja velocidad la refrigeración tiene lugar por
aire, o bien en un circuito abierto (alternador hidráulico en zonas de atmosfera
limpia), o en circuito cerrado con refrigeración de aire por agua (zonas de aire
sucio o ambiente marino).
En las unidades mayores la refrigeración, si es por aire, es siempre en circuito
cerrado. Esta técnica, que es la más simple, se suele usar en alternadores hasta
una potencia aproximada de 300 MVA, aunque en los alternadores de los ciclos
combinados la refrigeración más usual tiene que ver con hidrógeno. El Hidrógeno
presenta ventajas respecto a la refrigeración con aire, entre las que cabe destacar
su menor densidad (1/4 la del aire), lo que reduce las perdidas por ventilación y
contribuyendo por la tanto a la reducción del ruido. Además su calor específico (4
veces mayor) y su conductividad térmica (7 veces mayor) le permiten almacenar y
evacuar más calor, reduciendo los gradientes de temperatura existentes.
Sistema de aceite de sellado.
Para evitar la salida del hidrogeno por los extremos entre estator y rotor se
dispone de un sistema laberíntico de sellado de aceite, con varios alojamientos y
extracción por vacío en la zona de mezcla del aceite con el hidrógeno, lo que
provoca un consumo constante de hidrogeno que hay que reponer desde el
colector de botellas de hidrógeno.
Sistema de puesta a tierra.
En los sistemas de puesta, el aterrizamiento del generador a un sistema de mallas
de tierra, previene que el sistema no presente el inconveniente de fallas internas
en cualquiera de las fases, además provee de protección al equipo de la llegada
de sobretensiones externas. Los sistemas aterrizados, protegen la vida útil del
equipo, debido que logran garantizar una corriente de falla elevada permitiendo
utilizar protecciones rápidas y seguras que despejen las fallas a tierra en un
tiempo no mayor a 5 seg.
93
CAPÍTULO 3
ANÁLISIS TERMODINÁMICO PARA
SISTEMAS DE CICLO COMBINADO
94
3.1 Fundamentos termodinámicos.
El diseño, la explotación y el funcionamiento de las centrales de generación
eléctrica dependen estrechamente de la ciencia de la termodinámica.
El principio de conservación de energía expresa que durante una interacción, la
energía puede cambiar de una forma a otra pero su cantidad total permanece
constante. Es decir la energía no se crea ni se destruye.
La primera ley de la termodinámica es una expresión del principio de conservación
de la energía y sostiene que la energía es una propiedad termodinámica.
La segunda ley afirma que la energía tiene calidad así como cantidad y los
procesos reales ocurren hacia donde disminuye la calidad de energía. (Cengel,
Y.A., 2009, p.2)
3.2 El ciclo ideal Carnot en el rendimiento de centrales térmicas.
La segunda ley de la termodinámica se puede utilizar para mostrar el resultado de
que una planta de energía en un estado cíclico de calor en la cual se logra la
máxima eficiencia al operar en un ciclo reversible llamado ciclo de Carnot. Su
comprensión resulta esencial, ya que cualquier ciclo termodinámico puede
expresarse como una combinación de infinitos ciclos de Carnot elementales.
En el ciclo ideal de Carnot el fluido evoluciona según las siguientes etapas:
1.- Una etapa de adiabática y reversible.
2.- Una etapa de aportación de calor a temperatura constante en la fuente
caliente. El concepto termodinámico de fuente implica que su temperatura es
constante y no se modifica por la cesión de calor que se produce.
3.- Una etapa de expansión adiabática y reversible.
4.- Una etapa de cesión de calor a temperatura constante a la fuente fría, con los
mismos condicionantes anteriormente expuestos para la fuente caliente.
95
Fig. 3.1. Diagrama T-S para un ciclo Carnot.
La cantidad de calor aportada en la fuente caliente viene dada por la expresión
Donde es la temperatura de la fuente caliente y representa el incremento
de la entropía del sistema que se produce en la etapa de absorción de calor. De
manera análoga, la cantidad de calor cedida a la fuente fría viene dada por la
expresión
Donde es la temperatura de la fuente fría y representa la variación de la
entropía del sistema en la etapa de variación de calor. El trabajo que proporciona
el ciclo vendrá dado entonces por la diferencia entre y
y gráficamente
corresponderá al área encerrada por las líneas del ciclo en el diagrama T-S.
La expresión del rendimiento del ciclo de Carnot, teniendo en cuenta que los
incrementos de entropía entre los puntos 3 y 2 y entre los puntos 4 y 1 son
iguales, vendrá dado por la expresión
96
Expresión que indica que, cuanto mayor sea la diferencia entre la fuente caliente y
fría, mayor el rendimiento del ciclo. Por lo que en la búsqueda de una alta
eficiencia, el diseñador de una planta de potencia de turbina
de gas intentará emular estas características del ciclo de Carnot.
3.3 El ciclo Brayton de las turbinas de gas.
La turbina de gas de una central de ciclo combinado gas-vapor es una turbina de
ciclo abierto y termodinámicamente es una aplicación del ciclo Brayton. La
evolución que sigue el fluido consta de las siguientes etapas.
Una etapa de compresión, efectuada por una maquina térmica denominada
compresor, lo más isoentrópica posible.
( ) ( )
Una etapa de aportación de calor a presión constante.
( )( ) ( )
Una etapa de expansión, realizada en una maquina térmica denominada
turbina, lo más isoentrópica posible.
( )( ) ( )( )
Una etapa de cesión de calor a presión constante
( )
97
Fig. 3.2. Representación gráfica del ciclo Brayton de las turbinas de gas, ciclo isentrópico
y ciclo real.
La expresión del ciclo del rendimiento del ciclo teórico es, en función de la relación
isentrópica entre presiones y temperaturas.
( )
En donde para cuestiones de eficiencia, la relación de compresión óptima puede
darse cuando.
( )(
( )
)
Donde es el coeficiente de calores específicos a presión y volumen constante, y
es la relación de compresión.
Se establece además otro aspecto importante en el comportamiento de las
turbinas de gas, y es que parte de la energía obtenida por la expansión del fluido
debe emplearse necesariamente en el accionamiento del compresor. Al cociente
98
entre la potencia neta obtenida en el eje de la turbina de gas y la generada en el
proceso de expansión se le denomina factor de potencia.
Factor que en las turbinas de gas actuales, presenta un valor aproximado de 0,4;
ello significa que un 60% de la energía generada en el procese de expansión se
emplea en el accionamiento del compresor, lo que demuestra la importancia del
empleo de comprensores de alto rendimiento.
Fig. 3.3. Representación gráfica de los flujos de potencias generados en el proceso de
expansión en la turbina de gas de ciclo simple.
3.3.1 Modificaciones al ciclo Brayton
Aunque un ciclo simple de turbina de gas resulta adecuado desde el punto de vista
económico, para muchas aplicaciones, tales como las centrales eléctricas, se
requieren algunas modificaciones para mejorar la producción y aumentar
la eficiencia térmica.
99
3.3.1.1 Regeneración de calor
La idea básica de esta modificación del ciclo básico es aprovechar el calor de los
gases de salida, para calentar el aire que procede del compresor y que entrará en
la cámara de combustión. El proceso es viable debido a una diferencia de
temperatura entre los gases de salida de la turbina y los de salida del compresor
de unos 200°C o más y con un regenerador, cuya eficacia sea del orden de 0,75,
se puede optimizar el rendimiento a valores comprendidos entre el 23% y el 25%
para una temperatura ambiental de 20°C y una temperatura de entrada en la
cámara de combustión superior a 450°C. La operación se realiza mediante un
intercambiador de calor, que recibirá el nombre de regenerador. Presenta como
principal ventaja la reducción del consumo de combustible y, por tanto, un
aumento del rendimiento térmico del ciclo, y como desventaja el aumento del
costo de inversión y su utilización principalmente en una turbina estacionaria.
Fig. 3.4. Turbina de gas regenerativa con una sola línea de ejes
Fig. 3.5. Ciclo Brayton regenerativo teórico.
100
3.3.1.2 Recalentamiento en la turbina.
En el ciclo con recalentamiento (Reheating en inglés) se realiza la expansión en
varias etapas, volviendo a calentar los gases hasta la temperatura máxima del
ciclo antes de cada etapa de expansión, a cambio se obtienen elevados aumentos
en el trabajo específico del ciclo, pero su complejidad técnica desaconseja su
utilización si no es para aplicaciones muy concretas.
Fig. 3.6. Ciclo Brayton con recalentamiento teórico.
3.3.1.3 Enfriamiento intermedio del compresor.
Con el enfriamiento intermedio del compresor (Intercooling en inglés), al introducir
el enfriamiento del aire antes de ser comprimido o en una fase intermedia (si hay
varias etapas de compresión), se reduce el trabajo necesario en dicha compresión
y, por tanto, se obtiene un mayor rendimiento del ciclo.
Fig. 3.7. Turbina de gas con enfriamiento y recalentamiento intermedio
101
En turbinas de gas estacionarias, se divide la compresión en dos o más etapas y
se utilizan sistemas de enfriamiento intermedio externos. También es factible un
ciclo que presente tanto con enfriamiento como con el recalentamiento intermedio.
Fig. 3.8. Ciclo Brayton con enfriamiento intermedio y recalentamiento intermedio teórico.
Fig. 3.9. Diagrama T-S mostrando el recalentamiento, el enfriamiento y la regeneración en un ciclo Brayton.
102
3.4 El ciclo Rankine de las turbinas de vapor.
La turbina de vapor junto con la bomba de alimentación de agua, la caldera y el
condensador de una central de ciclo combinado gas-vapor actúan en ciclo
cerrado, y termodinámicamente es una aplicación del ciclo Rankine. La evolución
que sigue el fluido consta de las siguientes etapas.
1 – 2 Compresión isentrópica en una bomba.
( ) ( )
2 – 3 Adición de calor a presión constante en una caldera.
( )
3 – 4 Expansión isentrópica en una turbina.
( )
4 – 1 Rechazo de calor a presión constante en un condensador.
( )
Fig. 3.10. Ciclo Rankine ideal simple.
103
La eficiencia térmica y el trabajo neto del ciclo Rankine se determina a partir de:
La desviación de los ciclos de potencia de vapor reales respecto a los idealizados,
se da como resultado de las irreversibilidades en diversos componentes. La
fricción del fluido, que ocasiona caídas de presión en el generador de vapor, el
condensador y las tuberías entre diversos componentes. Como resultado, el vapor
sale de la caldera a una presión un poco menor. Además la presión en la entrada
de la turbina es un poco más baja que la de la salida de la caldera, debido a la
caída de presión en los tubos conectores. Para compensar todas estas caídas de
presión, el agua debe bombearse a una presión más alta que la que tiene el ciclo
ideal, lo que requiere bombas de mayor capacidad y una mayor entrada de trabajo
en la bomba. También es necesario considerar otros aspectos en el análisis de los
ciclo reales de potencia, como la perdida de calor del vapor y la cavitación que se
presenta en las bombas y en el equipo de condensación.
Fig. 3.11. A) Desviación del ciclo real de potencia de vapor respecto al ciclo ideal Rankine. B) efectos de las irreversibilidades de la bomba y la turbina en el ciclo Rankine ideal.
104
3.4.1 Modificaciones al ciclo Rankine.
La idea básica detrás de las modificaciones para incrementar el rendimiento de un
ciclo de potencia es la misma: incrementar la temperatura promedio a la que el
calor se transfiere al fluido de trabajo en la caldera, o disminuir la temperatura
promedio a la que el calor se rechaza del fluido de trabajo en el condensador. Tres
formas de lograr esto en el ciclo Rankine ideal simple son:
3.4.1.1 Reducción de la presión del condensador.
Para aprovechar el aumento de eficiencia a bajas presiones, los condensadores
de las centrales eléctricas de vapor suelen operar muy por debajo de la presión
atmosférica, sin representar un problema mayor, debido al ciclo cerrado en el que
operan las centrales de vapor.
Fig. 3.12. Efecto que causa reducir la presión del condensador en el ciclo Rankine teórico.
3.4.1.2 Sobrecalentamiento del vapor a altas temperaturas.
El efecto del sobrecalentamiento en el desempeño de los ciclos de potencia de
vapor trae consigo el aumento en el trabajo neto y el aumento en la entrada de
105
calor. El aumento de la temperatura para sobrecalentar el vapor también trae
como resultado que se disminuye el contenido de humedad del vapor a la salida
de la turbina.
3.4.1.3 Incremento de la presión en la caldera.
Aumentar la presión de operación en la caldera, eleva automáticamente la
temperatura a la que sucede la ebullición. Esto a su vez eleva la temperatura
promedio a la cual se transfiere calor al vapor y de ese modo incrementa el
rendimiento del ciclo.
Las presiones de operación de las calderas se han incrementado en forma gradual
a lo largo de los años desde 2.7 MPa (400 psia) en 1992, hasta más de 30 MPa (4
500 psia) en la actualidad, lo que genera el suficiente vapor para producir una
salida neta de potencia de 1 000 MW o más en una central eléctrica grande de
vapor.
Fig. 3.13. Efecto que provoca incrementar la presión de la caldera y sobrecalentar el vapor hasta temperaturas elevadas en el ciclo Rankine teórico.
106
3.5 Los ciclos combinados: Brayton y Rankine.
La continua búsqueda de eficiencias térmicas más altas ha originado
modificaciones innovadoras a las centrales eléctricas convencionales. Entre las
modificaciones más extendidas, se encuentra el ciclo de potencia de gas que
remata a un ciclo de potencia de vapor y que tiene una eficiencia térmica más alta
que cualquiera de los ciclos ejecutados individualmente. (Cengel, Y.A., 2010,
p.583)
Fig. 3.14. Central eléctrica combinada de gas y vapor.
En el ciclo combinado, análisis global es resultado de un análisis individual tanto
para el ciclo de gas, como para el ciclo de vapor. Por lo tanto para el
intercambiador de calor aplicando un balance de energía.
107
Donde es la relación de flujos másicos, de ahí que por cada de gases se
pueden calentar únicamente de vapor.
La salida total de trabajo de la planta por kilogramo de gases de combustión es:
La eficiencia térmica del ciclo se determina a partir de:
3.5.1 Diseño de sistemas de ciclo combinado.
Con el objeto de reducir las pérdidas de energía en el acoplamiento de los ciclos
Rankine y Brayton, el vapor en la caldera de recuperación se puede generar en
uno, dos o tres niveles de presión, y con o sin recalentamiento intermedio.
3.5.1.1 Ciclo combinado con un nivel de presión.
El ciclo combinado gas – vapor mas sencillo es el de un solo nivel de presion sin
equipo especial añadido.
Presión de Vapor.
La presión de vapor se seleccionará de forma que se obtenga un máximo en el
producto flujo másico de vapor generado y salto entálpico disponible en la turbina
de vapor, compatible con los aspectos económicos del resto de la instalación.
El óptimo de presión de vapor para una temperatura determinada, es aquella que,
siendo la más alta posible y compatible con la máxima recuperación de calor, no
dé lugar al final de la etapa de expansión a un contenido de humedad superior al
máximo admisible en las últimas ruedas de la turbina de baja presión.
108
Presiones (P) en bar, temperaturas (T) en °C y flujos másicos (M) en kg/s.
(1) Compresor, (2) Turbina de gas, (3) Sobrecalentador, (4) Evaporador, (5) Economizador,
(6) Domo, (7) Turbina de vapor, (8) Deareador, (9) Condensador, (10) By pass de vapor al
condensador, (11) Suministro de vapor al deareador en los arranques, (12) Reposición de
agua al ciclo.
Fig. 3.15. Esquema de un ciclo combinado gas – vapor con un nivel de presión. Potencia Neta 404.5 MW. Rendimiento Neto 58.1 %.
Pinch Point.
El pinch point es la diferencia entre la temperatura del vapor a la salida del
evaporador y la temperatura de los gases en esa zona. Valores óptimos de pinch
point estarían comprendidos entre 5 y 10°C. Cuanto menor es el pinch point,
109
mayor es la cantidad de vapor generado, mayor es la superficie total de
intercambio de calor requerida tanto en el evaporador como en el sobrecalentador
y mayor es, por tanto el costo de la caldera.
Fig. 3.16. Ciclo combinado con un nivel de presión. Relación existente entre pinch point,
potencia relativa de la turbina de vapor y superficie de la caldera de recuperación.
Fig. 3.17. Ciclo combinado con un nivel de presión. Relación entre la carga de la turbina
de vapor, el rendimiento de la caldera de recuperación y la variación del contenido de
humedad del vapor.
110
Approach Temperatura.
El approach temperatura, se define como la diferencia entre la temperatura de
saturación en el domo y la del agua a la salida del economizador. Esta diferencia
es necesaria para evitar la evaporación en los tubos del economizador en los
arranques, subidas de carga y operación a cargas parciales. Valores óptimos de
este parámetro estarán comprendidos entre 5 y 10°C.
Caída de presión en el sobrecalentador.
Para una temperatura y presión final de vapor en la turbina, diseños de
sobrecalentador con pérdidas de carga grande reducen la producción de vapor por
lo que la geometría y el diámetro juegan un papel esencial, para busca el equilibro
entre costo y eficiencia. Valores de caída de presión óptimos estarían
comprendidos entre 5 y 8 bar.
Caída de presión en el economizador.
La caída de presión en el economizador tiene un influencia directa en el consumo
de las bombas de agua de alimentación, por lo que la geometría y diámetro de los
tubos se seleccionan buscando un equilibrio entre caída de presión y costo.
Temperatura del agua de alimentación.
El rendimiento de la caldera de recuperación aumenta cuanto más baja es la
temperatura del agua a la entrada del economizador, reduciendo así la
temperatura de los gases hacia la chimenea. El calentamiento del agua se lleva a
cabo en el deareador o a través del sistema de vacío del condensador. También
se puede recircular el agua caliente desde la salida del economizador para
calentar el agua en el deareador, y de este modo evitar extracciones de vapor en
la turbina, incrementando su potencia.
111
3.5.1.2 Ciclo combinado con dos niveles de presión.
El ciclo combinado gas – vapor de dos niveles de presion en la caldera
recuperadora trae consigo el aumento en el rendimiento del vapor y la turbina,
evitando humedad y aprochando de manera mas efectiva el calor de los gases de
escape de la turbina de gas.
Presiones (P) en bar, temperaturas (T) en °C y flujos másicos (M) en kg/s.
(1) Compresor, (2) Turbina de gas, (3) Sobrecalentador de alta presión, (4) Evaporador de alta presión, (5) Economizador de alta presión, (6) Sobrecalentador de baja presión, (7) Economizador de alta presión/baja presión, (8) Domo de baja presión, (9) Domo de alta presión. (10) Turbina de vapor, (11) Condensador, (12) Bomba de condensado, (13) Deareador, (14) Bomba de agua de alimentación de alta presión. (15) Bomba de agua de alimentación de baja presión, (16) By pass de vapor al condensador, (17) Suministro de vapor al deareador en los arranques, (18) Reposición de agua al ciclo.
Fig. 3.18. Esquema de un ciclo combinado gas – vapor con dos niveles de presión.
Potencia neta 408.8 MW. Rendimiento neto 58.7%.
112
Presión de vapor.
La presión de vapor de alta presión debe ser elevada para obtener un salto
entálpico que maximice la potencia en la turbina de vapor, teniendo en cuenta el
vacío del condensador y el grado de humedad en la última etapa, según los
criterios para un nivel de presión. La presión de vapor de baja presión debe ser
pequeña para poder aprovechar el calor sensible de los gases a baja temperatura
durante el proceso de evaporación, pero no demasiado, ya que disminuirá el salto
entálpico en la turbina, aumentará el flujo de vapor y encarecerá el costo de
algunos equipos. Generalmente se selecciona la presión de vapor de alta presión
en unos 100 bar y la de baja alrededor de 5 bar.
Pinch Point.
En el ciclo con dos niveles de presión se definen temperaturas de pinch point para
los evaporadores de alta y baja presión. El mejor valor energético se obtiene
aumentando la calidad del vapor de alta presión, generalmente se utilizan valores
de pinch point en alta presión entre 5 y 8°C y un poco más altos en el evaporador
de baja presión.
Approach Temperatura.
A medida que se pretenda aumentar la eficiencia del ciclo, este parámetro debe de
ser menor. Valores óptimos son de 5 a 8°C, con la limitante de la temperatura de
salida de los gases para evitar condensaciones y corrosión en la superficie de los
tubos.
Caída de presión en los sobrecalentadores.
Los valores de caída de presión en los sobrecalentadores influyen notoriamente
en el rendimiento y en la producción de vapor. Valores bajos en el sobrecalentador
del vapor de alta presión, entre 4 y 5 bar, y algo inferiores en el sobrecalentador
de baja presión, convienen para no afectar el rendimiento en el ciclo del vapor.
113
3.5.1.3 Ciclo combinado con tres niveles de presión.
Añadir un tercer nivel de presión al ciclo, se puede mejorar un poco más el
rendimiento al recuperar más energía de los gases de escape de la turbina de gas.
Presiones (P) bar, temperaturas (T) °C y flujos másicos (M) en kg/s.
Fig. 3.19. Esquema de un ciclo combinado gas – vapor con tres niveles de presión.
Potencia neta: 410.8 MW. Rendimiento neto: 59.0%.
Pinch Point y Approach temperatura.
Igual que el ciclo combinado con dos niveles de presión, alcanzándose un
equilibrio entre la mejora de la potencia o el aumento de superficie de la caldera,
por lo que valores optimos son 5 – 10°C.
114
Caída de presión en los sobrecalentadores.
Valores óptimos de caída de presión son 4 – 5 bar en alta presión y valores algo
mayores en presión intermedia.
3.5.1.4 Ciclo combinado con tres niveles de presión y recalentamiento.
El recalentamiento introduce un cambio en la turbina de vapor con dos cuerpos
diferenciados: alta presión, presión intermedia y baja presión. En un ciclo
combinado de tres niveles de presión y recalentamiento, no hay mezcla de
vapores en la turbina de vapor, evitando así zonas de fatiga térmica por
diferencias de temperatura. El rendimiento del ciclo mejora debido al
recalentamiento y la humedad en el último paso de la turbina de vapor se reduce
al 10%, valor significativamente más bajo que el 16 – 18% del ciclo con triple nivel
de presión.
Fig. 3.20. Esquema de un ciclo combinado gas – vapor con tres niveles de presión y
recalentamiento. Potencia neta: 414.8 MW. Rendimiento neto: 59.4%.
115
Caída de presión en el sobrecalentador.
La caída de presión en el sobrecalentador de alta presión deberá ser de 4 a 5 bar
y de 1 a 2 bar en el sobre calentador de presión intermedia y en el recalentador.
Presiones de trabajo.
Para la presión del vapor en baja presión, 5 bar se considera como presión óptima
para el aprovechamiento del calor sensible de los gases de escape. La presión
intermedia se escoge igual a la de salida en la turbina de alta presión, con
presiones intermedias superiores a 10 bar como valor sugerido. La temperatura
del vapor en alta presión se fija en valor próximo (≤ 25 °C) al de la temperatura de
escape de la turbina de gas, utilizándose para ello sobrecalentadores,
recalentadores y tuberías de vapor de alta y media presión con materiales aleados
-2 – 3% Cr o 8 – 10% de Cr. Con estas temperaturas la presión óptima de vapor
de alta presión es de unos 120 bar, y de unos 20 – 30 bar en el vapor de presión
intermedia.
Tabla 3.1 Balance de energía para las distintas configuraciones existentes en centrales
de ciclo combinado. 1 P: un nivel de presión. 2 P: dos niveles de presión. 3 PR: tres
niveles de presión con recalentamiento.
Balance de energía por equipos (%) 1 P 2 P 3 PR
Pérdidas en caldera de recuperación 0.2 0.3 0.3
Energía generada en turbina de gas 37.4 37.4 37.4
Energía generada en turbina de vapor 20.7 21.3 22.2
Calor sensible en chimenea 10.7 7.1 7.4
Pérdidas en turbina de vapor 0.3 0.3 0.3
Pérdidas en turbina de gas 0.5 0.5 0.5
Condensador 30.2 33.1 31.9
116
CAPITULO 4
RENDIMIENTO Y OPTIMIZACIÓN
DEL CICLO COMBINADO
117
4.1 Eficiencia de una planta de ciclo combinado.
Para el análisis simple de una central se asumía que el combustible se
suministraba solamente a la turbina de gas, sin embargo existen instalaciones de
ciclo combinado con alimentación suplementaria en el generador de vapor, en los
que se suministra una parte de calor directamente en el proceso de producción de
vapor.
En consecuencia, la definición general de la eficiencia térmica de una planta de
ciclo combinado es:
Si no existiera alimentación suplementaria en la caldera de vapor (calor
suministrado ), la formula se simplificaría en:
En el caso general, las eficiencias de los ciclos sencillos pueden ser definidas
como sigue:
- Para el proceso de la turbina de gas:
- Para el proceso de la turbina de vapor:
( )
( )
118
Cuando existe la acción de alimentación residual de calor en la caldera, la
eficiencia global estará dada por:
( [ ])
En donde el aumento de la alimentación adicional de calor en el generador de
vapor aumenta el rendimiento de la planta de ciclo combinado, solo si se mejora la
eficiencia del proceso de vapor.
Para el proceso sin alimentación adicional de calor la eficiencia global estará dada
por:
[ ]
( )
En donde una mejora en la eficiencia de la turbina de gas sólo es
útil si no causa una excesiva caída de la eficiencia del proceso de vapor.
(Kehlhofer. R., 1997).
Tabla 4.1. Comparación termodinámica de una planta de Turbina de Gas, Turbina de
Vapor, y Ciclo Combinado.
Turbina de Gas
Turbina de Vapor con
Recalentamiento
Turbina de Vapor sin
Recalentamiento
Planta de Ciclo Combinado
Temperatura promedio del calor suministrado en K (en °F)
950 - 1000
(1250 - 1340)
640 - 700
(690 - 800)
550 - 630
(530 - 675)
950 - 1000
(1250 - 1340)
Temperatura promedio del calor de escape en K (en °F)
500 - 550
(440 - 530)
320 - 350
(115 - 170)
320 - 350
(115 - 170)
320 - 350 (115 -170)
Eficiencia de Carnot, en % 42 - 47 45 - 54 37 - 50 63 - 68
119
4.2 Optimización de la turbina de gas.
El desarrollo de los ciclo combinados vapor-gas está ligado fundamentalmente al
avance tecnológico de las turbinas de gas, siendo la teoría del perfil
termodinámico (Griffith, 1996) un hito que permitió una mejor compresión de los
fenómenos que tenían lugar en el interior de las maquinas, la construcción de
alabes de menor con menores perdidas y aumento de los rendimientos de los
compresores empleados. Su desarrollo tecnológico tuvo un impulso definitivo con
la segunda guerra mundial y la aplicación del turborreactor al campo de la aviación
(Von Ohain, 1935) aunque casi de forma inmediata empezó a utilizarse en
aplicaciones estacionarias. En la actualidad, los altos rendimientos alcanzados,
junto con sus bajas emisiones contaminantes y la mejora en las redes de
distribución de gas natural, han favorecido su empleo en centrales de ciclo
combinado gas-vapor y el rápido desarrollo de esta tecnología. (Sabugal y Gómez,
2006).
Fig. 4.1. Turbina de gas Siemens SGT5 – 8000H.
120
Las turbinas actuales tienen rendimientos en los ciclos combinados, a plena carga
y partiendo del compresor y turbina limpios, entre el 56% y 60%, correspondiendo
a la turbina de gas un rendimiento entre 38% y 40%. La optimización de la turbina
de gas, puede deducirse de los diagramas de termodinámicos para el ciclo de la
turbina, puede conseguirse actuando sobre alguno de los siguientes factores.
Aumentando la media de combustión.
El aumento de la temperatura media de combustión, en general, implica un
incremento de la temperatura media de la fuente caliente, y un incremento de
rendimiento conjunto de la turbina de gas.
Disminuyendo la temperatura del aire de admisión.
La disminución de la temperatura de la temperatura de admisión, en general
implica una mayor densidad de aire a la entrada del compresor (incremento de la
masa). Todo ello permite unos incrementos significativos de potencia de la
máquina, pero además un aumento del rendimiento por la disminución en la
temperatura media de la fuente fría a que da lugar.
Reduciendo la temperatura de los gases de escape.
Temperaturas de escape altas son, en general, un indicio de baja eficiencia en la
producción de trabajo en un ciclo termodinámico. La disminución de la
temperatura en el escape de la turbina de gas contribuye a la reducción de la
temperatura media de la fuente fría, y por tanto al incremento del rendimiento del
ciclo Brayton empleado. No obstante, para el caso concreto de acoplamiento de la
turbina de gas en un ciclo combinado las ineficiencias asociadas a altas
temperaturas de los gases de escape se compensan en parte con la recuperación
de calor en la caldera y el posterior aprovechamiento del mismo en la turbina de
vapor.
121
Aumentando la relación de compresión del compresor.
Puede demostrarse que, si los rendimientos de la maquinas que componen la
turbina de gas fuesen la unidad, el rendimiento de la turbina de gas crecería
indefinidamente con la relación de compresión. Los rangos de relaciones de
compresión con los que se trabajan actualmente permiten incrementos de
rendimientos significativos con el aumento de relaciones de compresión. Un efecto
lateral que se produce con el aumento con el incremento de la relación de
compresión es la tendencia a la disminución de las temperaturas de escape de las
turbinas de gas.
Mejorando los componentes intrínsecos de la turbina.
Minimización de fugas a través de los cierres, mejoras en el perfil aerodinámico de
los alabes que componen tanto el compresor como la turbina, mejoras en el
sistema de refrigeración de la turbina, limpieza del aire, etc., implican aumentos de
potencia, de rendimiento y de la fiabilidad de la turbina.
4.2.1 Puntos débiles de la turbina de gas.
Entre los puntos débiles que se pueden encontrar en las actuales turbinas de gas,
cabe mencionar los rendimientos a cargas parciales, los costes de mantenimiento
y las emisiones de gases contaminantes.
Rendimientos a cargas parciales.
Las turbinas de gas emplean en los ciclos combinados empleados en generación
de energía eléctrica arrastran el compresor a velocidad constante. En líneas
generales y en esas condiciones, el compresor impulsa aproximadamente el
mismo caudal de aire, aunque la potencia neta total de la turbina se ve reducida.
Es por esto que el rendimiento y la temperatura de los gases de escape de estas
máquinas disminuyen a cargas parciales y con ello el rendimiento global del ciclo
combinado.
122
Entre las formas de mejorar el rendimiento a cargas parciales para las turbinas de
gas que arrastran un único compresor es instalando es las primeras ruedas del
compresor un sistema de alabes orientables que reducen el caudal del aire
cuando baja la carga. Otra forma de mejorar el rendimiento a cargas parciales es
utilizar turbina de eje múltiple, en donde un eje acciona el compresor de baja y
generador a velocidad constante, y el otro eje arrastra los compresores de presión
intermedia y de alta girando a velocidad variable con la carga.
Costes de mantenimiento.
La turbina de gas en ciclo combinado es la forma más eficiente y limpia de
producir energía eléctrica, especialmente cuando se trabaja a plena carga. Por lo
que el óptimo mantenimiento del sistema debe ser de especial atención. Entre los
puntos para mantener en buenas condiciones el equipo de la turbina de gas se
encuentra:
1. Emplear nuevos materiales más resistentes a altas temperaturas y
recubrimientos de protección térmica más estables.
2. Optimizar los sistemas de refrigeración para reducir la fatiga térmica de los
materiales.
3. Utilizar nuevos sistemas de vigilancia y de cálculo de vida de los
componentes, tal que proporcionen información del estado de integridad
mecánica y de la vida esperada. Esto permite planificar las paradas de
inspección, limpieza y reparación en función del estado real de los
componentes más deteriorados.
Reducción de las emisiones contaminantes.
Las principales emisiones contaminantes de las turbinas de gas son: y
.
Con los quemadores actuales, las turbinas de gas consiguen emisiones de a
plena carga inferiores a 25 ppm, y de inferioes a 15 ppm, que en general se
consideran aceptables.
123
Las emisiones de por kWh serán tanto menores cuanto mayor sea el
rendimiento, con valores inferiores a 0.4 kg .
Con la producción masiva de electricidad mediante ciclo combinados, se impone el
desarrollo de técnicas de separación, captura y transformación de .
4.2.1 Control de la turbina de gas.
Entre los criterios básicos para el control de una turbina de gas se debe tener en
cuenta:
Se debe controlar especialmente la secuencia de arranque de los sistemas
auxiliares necesarios para el rodaje. De igual manera, el sistema de ignición
y la trampa de subida hasta la velocidad del sincronismo.
Se debe habilitar un sistema de protección de la turbina de gas con canales
de disparo, permisos de arranque y variaciones de carga.
Posibilidad de sincronización a la red en alta o baja tensión.
Se debe disponer de tramos de control de carga hasta la «temperatura
base» (máxima temperatura admisible de forma continua a plena carga),
control por variación de caudal de aire del compresor mediante los «IGV»,
control por relación difusión / premix, control por caudal de combustible.
Se debe disponer de un sistema de control de emisiones de .
Se debe disponer de un sistema de control de horas equivalente.
Se debe estudiar especialmente la respuesta del sistema de control ante
variaciones de carga, en control de frecuencia, control de secundaria y
bajada rápida de emergencia.
124
Tabla 4.2. Lista de turbinas de gas (> 50 MW) (fuente: Diesel & Gas Turbine Worldwide Catalog)
125
4.3 Optimización de la turbina de vapor.
El empleo de presiones de trabajo supercríticas en los ciclos de la turbina de vapor
en una central, representan un incremento en la temperatura media de aportación
de calor, y por tanto un incremento de rendimiento a pesar de las dificultades
constructivas que ello conlleva, tanto por los materiales empleados en los tubos de
la caldera como por los restantes elementos que componen el ciclo. Este hecho es
válido tanto para presiones de trabajo supercríticas (superiores a 221 bar para el
agua) como subcríticas.
En los ciclo combinados gas-vapor, el empleo de presiones altas representa una
mejora en el proceso de recuperación de calor en la caldera al acercar la línea de
aportación de calor en el ciclo de Rankine a la de cesión de energía de los gases
de escape de la turbina de gas, y por tanto da lugar a importantes incrementos en
el rendimiento.
Fig. 4.2. Comparación de la evolución del fluido en un diagrama T-S de un ciclo de
turbina de vapor sin recalentamiento para presiones de trabajo subcríticas y
supercríticas.
126
4.3.1 Control de la turbina de vapor.
Entre los criterios básicos para el control de una turbina de vapor se debe tener en
cuenta:
Se debe habilitar un sistema de protección de la turbina de vapor con
canales de disparo, permisos de arranque y variaciones de carga.
Se debe controlar especialmente la secuencia de arranque de los sistemas
auxiliares necesarios para vacío, rodaje, permiso de acoplamiento y subida
de carga.
Se debe disponer de un control de carga hasta que las válvulas de
regulación estén abiertas (≈ 40% carga) y un control en presión deslizante,
siguiendo la turbina de gas, hasta plena carga.
Se debe controlar la presión en los circuitos de alta, intermedia y baja
presión por actuación de los by pass de las tres líneas.
Se debe estudiar la respuesta del sistema de control ante variaciones de
carga, en control de frecuencia, control de energía secundaria y bajada
rápida de emergencia.
4.5 Control de la caldera de recuperación de calor.
Entre los criterios básicos para el control del recuperador de calor – generador de
vapor (HRSG) se debe tener en cuenta:
Se debe habilitar un sistema de protección de la caldera de recuperación de
calor (ante rampas de subida y bajadas de temperatura, etc.), con canales
de disparo, permisos de arranque y funcionamiento, limitaciones de carga y
sistema de arranque de sistemas auxiliares.
Se debe disponer de un control del circuito de agua de alimentación sobre
los domos para el mantenimiento de los niveles en función de la carga.
Se debe disponer de controles del circuito de condensado, para mantener
los niveles en el condensador y deareador.
127
Se debe controlar la temperatura del vapor en alta, intermedia y baja
presión, tomando como señal de referencia la temperatura de escape de la
turbina de gas.
Se debe adecuar todo el sistema de control – turbinas de gas, turbina de
vapor y HRSG – para poder soportar bajadas bruscas de carga, que
contemplen:
- Máxima bajada de carga permitida en la turbina de gas.
- Apertura de compuerta de by pass de gases, si existe.
- Apertura de los by pass de los circuitos de vapor para reducción
rápida de carga en la turbina de vapor.
Se debe disponer de un sistema de media de emisiones y de un enlace de
datos con la administración, calibraciones, etc., además de un sistema de
control y medida de vertidos, junto con el enlace correspondiente con el
sistema de control de emisiones.
4.6 Mantenimiento de una central de ciclo combinado.
El mantenimiento de un ciclo combinado gas-vapor es la actividad que tiene por
misión.
Conseguir y mejorar los índices de disponibilidad deseados.
Aplicar, como mínimo, las recomendaciones de cada fabricante respecto a
las revisiones de los equipos.
Conocer los procedimientos de desmontaje y montaje de las maquinas más
importantes.
Elaborar procedimientos de mantenimiento que recojan la sistemática
aplicada en diferentes trabajos, incorporando la experiencia comprobada.
Mantener en óptimas condiciones de trabajo todo el equipo de la central.
En el ramo industrial al igual que en diversos ramos, existen tres clasificaciones
para el mantenimiento.
128
4.6.1 Mantenimiento predictivo.
Se apoya en la tecnología moderna para diagnosticar el estado de una maquina o
de un proceso, analizar la tendencia de evolución de los parámetros que lo
caracterizan y organizar intervenciones correctivas cunado hay riesgo de avería o
el deterioro da lugar a pérdidas de eficiencias que justifiquen el coste y la
oportunidad de intervención, y las principales técnicas que se utilizan son:
Con equipos en operación.
- Análisis de vibraciones y ruidos.
- Análisis de aceites.
- Consumo de energía eléctrica.
- Análisis de temperaturas.
- Consumo de agua.
- Análisis de los parámetros químicos del ciclo.
- Visualización de los gases a la salida de la chimenea.
- Análisis del estado de carga de los soportes de tuberías principales.
Con equipos parados.
- Ensayos eléctricos.
- Ensayos metalográficos.
- Comprobación del diámetro de los colectores calientes.
- Inspección por ultrasonidos de soldaduras en tuberías y colectores
importantes.
- Inspección de los componentes críticos cuyo análisis teórico de
consumo de vida indique que está próxima al agotamiento.
129
4.6.2 Mantenimiento programado.
Es aquél cuyos trabajos se ejecutan de forma periódica, estableciéndose la
periodicidad en función de:
Las horas de funcionamiento.
El número de maniobras.
El número de arranques y paradas.
El número de disparos.
La combinación de alguno de estos.
Ejemplos típicos de este mantenimiento en una central de ciclo combinado son:
El cambio de aceite según las horas de funcionamiento.
La revisión de interruptores según el número de maniobras.
Las inspecciones en las turbinas de gas, según el número de horas
equivalentes de operación.
Las intervenciones periódicas del mantenimiento programado vienen avaladas por
la experiencia, y en los casos en el costo de reposición sea elevado, se pueden
introducir análisis complementarios para conocer el estado real del elemento a
cambiar y poder prolongar las horas de funcionamiento.
4.6.3 Mantenimiento correctivo.
Se denomina así al tipo de mantenimiento que interviene para reparar y corregir
averías y mal funciones que tienen lugar en la planta.
4.6.4 Mantenimiento de la turbina de gas.
La turbina de gas es el elemento central de una planta de ciclo combinado, con
inspecciones y recuperaciones programadas en función del número de horas
equivalente de operación (HEO).
130
Donde, corresponde al número de horas reales de operación, al
número equivalente de arranques y paradas, y corresponde al factor de
corrección.
Cada fabricante propone unos valores para el factor de corrección y para la forma
de calcular se utiliza la siguiente expresión:
Donde es el número de arranques y paradas, el número de rechazos de
carga, es el número de disparos, es el número de cambios rápidos de
carga, y , , son los factores de ponderación de rechazo de carga,
disparos de cambio y cambio rápido de carga respectivamente.
131
Tabla 4.3. Intervenciones de mantenimiento en una turbina de gas.
HEOTipo de
intervenciónProcedimiento Trabajos principa les
Duracion
aprox.
8,000 Inspección cámara de
combustión.
Desmontaje de
quemadores.
10 días.
16,000 Inspección turbina y
cámara de
combustión.
Se levanta la carcasa
superior y se demontan los
quemadores.
16 días.
24,000 Inspección cámara de
combustión.
Desmontaje de
quemadores.- Lo mismo que las 8,000 HEO.
10 días.
32,000 Inspección cámara de
combustión y turbina
de gas.
Desmontaje de
quemadores y carcasa de
turbina de gas.
- Lo mismo que las 16,000 HEO.
16 días.
40,000 Inspección cámara de
combustión.
Desmontaje de
quemadores.- Lo mismo que las 8,000 HEO.
10 días.
48,000 Revisión general
turbina de gas,
compresor.
35 días.
- Inspección visual y con ensayos
no destructivos:
Quemadores.
Piezas de transición.
Placas cámara de combustión.
Álabes fijos primera rueda.
- Inspección boroscópica de
álabes fijos y móviles.
- Lavado compresor.
- Inspección filtro de aire.
- Trabajos correspondientes a la
inspección del combustor.
- Inspección visual, líquidos
penetrantes y ultrasonidos de
álabes fijos y móviles, cierres.
- Reparación y sustitución.
- Limpieza turbina de gas,
compresor y filtro de aire.
- Flushing de aceite.
- Revisión de instrumentación.
Desmontaje de quemadores.
Desmontaje carcasas de:
- Turbina de gas.
- Compresor.
Limpieza de:
- Turbina de gas.
- Refrigerantes de aceite.
- Filtro de aire.
- Inspección visual y no destructiva de:
Quemadores. Placas. Piezas de transición. Cierres. Álabes.
- Sustitución y reparación de piezas dañadas.
132
CAPITULO 5
CASO ESTUDIO DE CICLO
COMBINADO
133
5.1 Introducción.
En el pasado reciente las plantas de gas / vapor de ciclo combinado basado en el
poder se han hecho populares como estos ofrecen más eficaz la utilización de la
energía de combustibles fósiles. Estos ofrecen una mayor eficiencia térmica en
comparación con la planta de turbina de gas o basado en la turbina de vapor
plantas basadas en el aislamiento
En la actualidad las altas temperaturas de operación y la refrigeración de
las turbinas de gas son la base para el desarrollo de plantas de alta eficiencia para
la empresa eléctrica y aplicaciones industriales, dicho
termodinámicamente, minimizar la irreversibilidad de los procesos en todos los
componentes de una planta de turbina de gas conduce a una mayor planta de
eficiencia.
5.2 Configuración.
La configuración considerada para el presente estudio y análisis es de una central
de ciclo combinado gas/vapor simple, con el ciclo Brayton en un nivel superior
respecto al ciclo de ciclo Rankine.
Dentro de la configuración de la turbina de gas existe enfriamiento en la etapa de
expansión de los gases y esta refrigeración se está realizando con aire y vapor de
agua como refrigerante por separado. El aire para su uso como refrigerante se
extrae mediante una purga al compresor.
134
C: compresor; CC: cámara de combustión; GT: turbina de gas; ST: turbina de vapor; D/A: deareador; FWP: bomba de agua de alimentación; CEP: bomba de extracción de condensado; HRSG: recuperador de calor – generador de vapor.
Fig. 4.1 Sistema simple de ciclo combinado gas/vapor con generación de vapor a una
sola presión.
5.3. Parámetros de entrada.
Análisis termodinámico de la configuración descrita llevado a cabo sobre la base
de los modelos matemáticos desarrollados de los ciclos gas y de vapor y de los
componentes que intervienen en ella.
.
Relación de presión del ciclo = 12 – 18
Valor calorífico del gas natural, kJ/kg = 48990
Presión de salida de la turbina de vapor, bar = 0.05
135
HRSG eficiencia, % = 90
La masa de gases está considerada que abarca combustible y aire, y el análisis no
se realiza para la purga de aire en el compresor.
Flujo másico de aire, kg/s = 1.0
Flujo másico de vapor de extracción, kg/s = 0.1% del vapor generado en el
HRSG.
Pérdida de presión considerada en la cámara de combustión, % = 0.5
Presión de generación de vapor, bar = 58.84
Temperatura de generación de vapor, °C = 490
Presión de la extracción en la turbina de vapor, bar = 5.884
Presión y temperatura de los gases en la chimenea del HRSG = 1.1 bar, 383.16 K
Temperatura de entrada a la turbina de gas, K = 1150 – 1400
Fig. 4.2 Diagrama temperatura – entropía para el ciclo combinado Brayton/Rankine.
136
5.4. Análisis Termodinámico.
Propiedades del gas y el vapor.
Todas las mezclas de gases en el sistema pueden ser tratados como mezclas de
aire, agua y gases producto de la combustión en diferentes proporciones, para el
gas natural como combustible. Todos los gases son arbitrariamente asignados a
cero en su entalpia y entropía en condiciones del medio ambiente,
independientemente de su composición química. Las composiciones son las
siguientes:
(1)
(2)
(3)
Los polinomios de calor específico del aire y del producto de la combustión son los
siguientes:
( )
[ ( ) ( ) ( ) ] ⁄ (4)
[ ] [ ] [ ]
(5)
Compresor.
En el compresor, el proceso de compresión es adiabático y se supone que la
purga de aire durante la compresión para enfriamiento no afecta al compresor ni a
la trayectoria del flujo. También se puede estimar la masa de aire restante debido
a la extracción para refrigeración.
137
Fig. 4.3 Diagrama esquemático de un compresor.
Para el proceso de compresión,
⁄ ( ⁄ )( ) ⁄ (6)
Donde ( ) ⁄ ( ) ⁄ y ( ) ⁄ ⁄ (7)
El balance de energía y masa del proceso de compresión queda,
∑ (8)
*(
( ( ) ⁄
)) + ( )
Cámara de combustión.
En la cámara de combustión, la masa de combustible necesaria para lograr la
temperatura de entrada a la turbina se obtiene mediante el balance de
energía en ella. Se debe tener cuidado ya que una incompleta combustión afecta
la eficiencia en este proceso.
La ecuación general de hidrocarburos ( ) para la combustión de combustible
con aire está dada como:
(
) ( )
(
) ( ) (10)
138
Mediante la ecuación (6) y conociendo la composición del combustible, los
requerimientos de oxígeno para una combustión estequiometria de 1 kmol de
combustible son:
( ⁄ ) (11)
Suponiendo que se requiere solamente aire seco:
∑ (12)
Las fracciones de masa de combustible con respecto al flujo del componente de
gas:
∑
( )
La capacidad de calor específico, , de la mezcla de gases de combustión a
una temperatura dada es:
∑ ( )
La relación aire – combustible (FAR) para la combustión se define como:
∑
( )
La temperatura a la salida de la cámara de combustión:
( )
( ) ( )
El balance de masa y energía en la cámara de combustión:
( )
139
( ) ( ) ( )
Fig. 4.4. Diagrama esquemático de una cámara de combustión.
Turbina de gas.
Con las altas presiones y altas temperaturas a la entrada de la turbina, es
pertinente hacer arreglos adecuados en la refrigeración, a fin de proteger los
componentes calientes de la turbina debido a un exceso de tensiones térmicas.
Fig. 4.5 Diagrama esquemático de una turbina de gas.
Para un porcentaje de caída de presión en la cámara de combustión:
( ) ( )
140
La temperatura a la salida de la turbina de gas:
( [ (
( ))(
)
]) ( )
La salida de potencia en la turbina de gas:
*[∑ (
(∑ )
) ]
(∑ ) [( )(
)
]+ ( )
Recuperador de calor – generador de vapor (HRSG).
Para este caso el generador de vapor, solo consiste en un economizador, un
evaporador y un sobrecalentador, que darán la presión y temperaturas requeridas
en la turbina de gas.
El calor disponible con una turbina de gas se da por:
∫ ( ) ( )
Para una eficacia del HRSG, siendo el rendimiento del balance del calor:
( ) ( )
Turbina de vapor.
El vapor generado en la caldera de recuperación se expande en la turbina
de vapor hasta la presión del condensador. Durante la expansión de una parte del
vapor se purga para su uso en deareador.
Balance de masa:
( )
141
Balance de energía:
( ) ( ) ( )
Bomba de extracción de condensado.
La bomba de extracción de condensado extrae el condensado del condensador y
aumenta su presión hasta la presión de vapor de uso en el deareador.
Balance de energía:
( ) ( )
Balance de energía para el trabajo requerido por la bomba de extracción de
condensado:
( )( ) ( )
Deareador.
El vapor de extracción de la turbina se mezcla con el condensado después de
haber sido bombeado a la presión de trabajo al deareador.
Balance de energía:
( )
Bomba de agua de alimentación.
El vapor condensado y la mezcla del deareador se elevan a la presión a la cual se
produce vapor en el HRSG.
142
Balance de energía para la bomba de alimentación:
( ) ( )
Trabajo requerido por la bomba de agua de alimentación.
( ) ( )
5.5 Resultados.
El análisis de una central de ciclo combinado de configuración simple, se ha
realizado para los parámetros de entrada. En este estudio la relación de presión
del ciclo varía de 12 a 18, y la temperatura de entrada de la turbina (Temperature
Inlet Turbine, por sus siglas en ingles TIT) es variada entre 1550 K y1400 K, los
resultados obtenidos para los diferentes parámetros del ciclo se han de mostrar
en gráficas para representar las necesidades de refrigeración de gasto másico, la
producción especifica de trabajo, la eficiencia de la turbina de gas y la eficiencia
neta del ciclo combinado.
Los resultados muestran la variación del trabajo específico del ciclo combinado por
kg de aire y con una relación de presión igual a 12. Se hace notar el aumento del
trabajo de salida, esto puede ser debido a la producción de trabajo a partir del
aumento de la TIT en la turbina de gas y subsecuentemente se consigue el
aumento de la temperatura de los gases de escape de la turbina de gas lo que
mejora sustancialmente la generación de vapor y el trabajo de salida en la turbina
de vapor.
143
Fig. 4.7. Variación del trabajo de salida contra la temperatura de entrada en la turbina
(TIT) para un ciclo combinado simple con una turbina de gas refrigeración.
Los resultados también muestran la variación de la eficiencia para los ciclos
inferior, superior y el ciclo combinado con respecto a la temperatura de entrada
(TIT) y una relación de presión igual a 12. Este resultado demuestra el eventual
aumento en la eficiencia del ciclo debido al aumento en la TIT. Esto puede
deberse a que el aumento de la temperatura de entrada en la turbina genera
mayor producción de trabajo elevando el rendimiento de la misma, traduciendo en
un aumento de la eficiencia del ciclo combinado.
144
Fig. 4.8. Variación de la eficiencia contra la temperatura de entrada en la turbina (TIT)
para un ciclo combinado simple con turbina de gas con refrigeración.
Un resultado general muestra la variación de la eficiencia del ciclo y la producción
de trabajo con respecto a la temperatura de entrada en la turbina (TIT) y la
relación de presión en el ciclo. Pudiéndose encontrar eficiencias de hasta un
44.7% con una TIT de 1400 K y una relación de presión de 18. En cuanto a la
producción de trabajo, la mayor producción de trabajo específico
es de 770.42 kJ / kg y se obtiene con una relación de trabajo de 16 y
una temperatura de entrada de la turbina de 1400 K. (Yadav y Singh, 2006).
145
Fig. 4.8. Variación de la eficiencia y el trabajo de salida contra la temperatura de entrada
en la turbina (TIT) y la relación de presión, para un ciclo combinado simple con turbina
de gas con refrigeración.
La selección de la relación presión de ciclo adecuada y la temperatura de
entrada de la turbina se pueden hacer para el funcionamiento deseado de
eficiencia y trabajo específico, a partir de una central de ciclo combinado simple.
(Yadav y Singh, 2006).
146
CONCLUSIÓN
Como respuesta a la necesidad, cada vez más urgente, de contar con material
informativo preciso con el nivel académico de la Universidad Veracruzana, y
esencial para el aprendizaje objetivo y practico de los conceptos de generación
termoeléctrica de ciclo combinado, se elaboró esta tesis con esta idea en la
mente.
Con el trabajo presentado ha quedado un cúmulo importante de conocimientos
sumamente interesantes de la generación de energía mediante el ciclo
combinado, partiendo en un principio de las diferentes formas de generar energía
eléctrica hasta llegar al punto central de la tesis, las centrales térmicas de ciclo
combinado; permitiendo al lector distinguir las ventajas y desventajas de cada una
ellas, y dándole especial relevancia a la generación de energía mediante los ciclo
combinados de gas y vapor.
En este trabajo se dio a conocer información acerca de las partes que constituyen
el ciclo combinado, su funcionamiento, sus características y principios de
operación; dándole al lector una visión objetiva de la importancia de este tipo de
generación en cuanto cuestiones ambientales, tecnológicas y de costo,
basándose en la línea central de este trabajo, la eficiencia del ciclo combinado.
Al final de esta investigación se presentó un caso de generación de energía por
medio de un ciclo combinado, en donde el análisis y resultado, nos lleva a concluir
la importancia y las ventajas en cuanto a el rendimiento y eficiencia de la
generación de energía a través de ciclo combinado, con respecto a la generación
individual de los ciclos de gas y vapor, respectivamente.
147
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
Libros.
Alonso, A. & Rodríguez, L. (1985). Alternativas energéticas. México: Fondo de
Cultura Económica.
Álvarez, J., Callejón, I. & Forns, S. (2002). Máquinas térmicas motoras. (1a.
Edición). Barcelona: Ediciones UPC.
Annaratone, D. (2008). Steam generators: description and design. Italy: Springer.
Armstead, H. & Christopher, H. (1989). Energía geotérmica. México: Limusa.
Avallone, E. & Baumeister, T. (1995). Manual del ingeniero mecánico. (9a.
Edición). México: Mc.Graw-Hill.
Azcárate, B. (2002). Energías e impacto ambiental. Madrid: Ediciones Sirius.
Bathie, W. & Naves, J. (1987). Fundamentos de turbinas de gas. México: Limusa.
Black, V. (1996). Power plant engineering. U.S.A.: Springer.
Boyce, M. (2002). Gas turbine handbook. (2nd. Edition). Huston, Tx.: Gulf
Professional Publishing.
Cohen, H., Rogers G. & Saravanamutto, H. (1993). Teoría de las turbinas de gas.
Barcelona: Marcombo.
Cengel, Yunus A. & Boles, Michael A. (2009). Termodinámica. (6a. Edición).
México: McGraw – Hill.
García, G. (2008). Energías del siglo XXI: de las energías fósiles a las alternativas.
Madrid: Mundi-Prensa.
Garcia, S. (2010). Avería en motores de gas. Madrid: Editorial Renovetec.
Giampalo, A. (2006). Gas turbine handbook: principles and practices. (3rd.
Edition). United States of America: The Fairmont Press.
Guzmán, O., Yúnez, A. & Wionczek, M. (1985). Uso eficiente y conservación de la
energía en México: diagnóstico y perspectivas. México: El Colegio de México,
Programa de Energéticos.
148
Horlock, J.H. (2003). Advance gas turbine cycle: combined STIG. (5th. Edition).
Cambridge, U.K..: Elsevier Science.
Jutglar, L. (1996). Cogeneración de calor y energía. Barcelona: CEAC.
Kadambi, V. & Prasad, M. (1984). Conversión de energía. México: Limusa.
Kehlhofer, R. (1997). Combined – cycle gas and steam turbine power plant. (2nd.
Edition). USA: Pennwell Publishing Company.
Kiameh, P. (2002). Power generation handbook: selection, applications, operation
and maintenance. (1a. Edition). McGraw-Hill Professional.
Menéndez, E. (2001). Energías renovables, sustentabilidad y generación de
empleo. (2da. Edición). Madrid: Los libros de Catarata.
Pallarés, E. (2009). Centrales térmicas y nucleares. Madrid.
Quintanillas, A. & Fischer, D. (2003). La energía eléctrica en Baja California y el
futuro de las energías renovables: una visión multidisciplinaria. México:
Universidad Autónoma de Baja California.
Sabugas, S. & Gómez F. (2006). Centrales térmicas de ciclo combinado: teoría y
proyecto. (1a. Edición). España: Ediciones Díaz de Santos.
Servens, W., Degler H. & Batlle J. (1997). La producción de energía mediante el
vapor, aire o gas. (7a. Reimpresión). Barcelona: Reverté.
Tesis.
González, F. (1992). Descripción, operación y mantenimiento del sistema electro –
hidráulico de las turbinas de vapor de 80 MW del ciclo combinado de la planta
termoeléctrica Dos Bocas, Ver. Tesis de la Facultad de Ingeniería Mecánica
Eléctrica, Universidad Veracruzana, Veracruz, Veracruz.
Hernández, J. (2006).Vapor principal y vapor de sellos en el sistema de turbinas en
una central termoeléctrica. Tesis de la Facultad de Ingeniería Mecánica Eléctrica,
Universidad Veracruzana, Xalapa, Veracruz.
Marcial, G. (1995). Mantenimiento mayor de un generador eléctrico de 94.4 MVA
de la central termoeléctrica ciclo combinado Dos Bocas. Tesis de la Facultad de
Ingeniería Mecánica Eléctrica, Universidad Veracruzana, Veracruz, Veracruz.
Ramírez, R. (1987). Mantenimiento mayor de la turbina no. 5 de la central
termoeléctrica de Dos Bocas, ciclo combinado. Tesis de la Facultad de Ingeniería
Mecánica Eléctrica, Universidad Veracruzana, Veracruz, Veracruz.
149
Rudecino, Y. (1997). Simulación y control de los equipos principales en una central
termoeléctrica de ciclo combinado. Tesis de la Facultad de Ingeniería en
Electrónica y Comunicaciones, Universidad Veracruzana. Poza Rica, Veracruz.
Silva, J. (1988). Programa Anual de mantenimiento mecánico para una turbina de
gas perteneciente al ciclo combinado de una central de ciclo combinado. Tesis de
la Facultad de Ingeniería Mecánica Eléctrica, Universidad Veracruzana, Veracruz,
Veracruz.
Recursos electrónicos.
BP Global. (2010). Statistical Review of World Energy 2010. Recuperado el 12 de
octubre de 2010, de http://www.bp.com/
Comisión Federal de Electricidad. (2010). Centrales generadoras ciclo combinado.
Recuperado el 21 de octubre de 2010, de http://www.cfe.gob.mx/
Fernández, M. (2008, Diciembre). Nuevos combustible: coque (de petróleo),
carbón y emulsiones. Recuperado el 10 de octubre de 2010 de:
htpp:/www.iie.org.mx/
Fundación Gas natural. (2002). Las ventajas ambientales de las centrales de ciclo
combinado de gas natural. Recuperado el 26 de enero de 2011, de
htpp://www.gasnatural.com/
Renovetec Ingeniería. (2010). Turbinas de gas. Recuperado el 17 de noviembre de
2010, de http://www.renovetecingenieria.com/
Secretaría de Energía. (2002). Prospectiva del mercado de gas natural 2002 –
2011. Recuperado el 17 de enero de 2011, de http://www.sener.gob.mx/
U.S. Energy Information Administration. (2009). Annual Energy Review 2009.
Recuperado el 12 de octubre de 2010, de htpp://www.eia.gov.aer/
Yadav, J & Singh, O. (2006). Thermodynamic analysis of air cooled simple
gas/steam combined cycle plant. Recuperado el 9 de diciembre de 2010 de:
www.ieindia.org/
Artículos de periódicos.
Organización Editorial Mexicana, (2010, 7 de octubre). Inaugura Calderón la
central de ciclo combinado Baja California. El Mexicano, México. Nacional, p. 6-A.
150
NOMENCLATURA
Notación.
: Número total de átomos de carbono en el combustible.
: Número total de átomos de hidrogeno en el combustible.
: Calor especifico del aire a presión constante.
: Valor calorífico del combustible.
: Efectividad del HRSG.
: Coeficiente de transferencia de calor/ entalpía.
: Flujo de masa.
: Masa molar del componente del aire.
: Fracción molar de los combustibles en el combustible.
: Fracción molar del componente del aire.
: Fracción molar del oxígeno en el aire.
: Cantidad total de oxígeno.
: Presión.
: Calor Transferido.
: Calor disponible en los gases de escape de la turbina de gas.
: Relación de presión.
: Constante universal de los gases.
: Temperatura.
: Volumen especifico.
: Trabajo.
: Estados.
: Relación de calores específicos.
: Eficiencia politrópica del compresor y turbina, respectivamente.
: Peso Molecular.
151
Subíndices.
: Ambiente/ aire.
: Purga/ extracción.
: Cámara de combustión.
: Refrigerante / compresor.
: Bomba de extracción de condensador.
: Fuel/ combustible.
: Bomba de alimentación.
: Gas.
: Componente del fuel / combustible.
: Componente del aire.
: Turbina de vapor.
: Vapor.
: Turbina.
