Centrales Térmicas

CENTRALES TÉRMICAS

DEFINICIÓN

Una central térmica es una instalación que produce energía eléctrica a partir de la combustión de carbón, fuel-oil o gas en una caldera diseñada al efecto. El funcionamiento de todas las centrales térmicas, o termoeléctricas, es semejante.

El combustible se almacena en parques o depósitos adyacentes, desde donde se suministra a la central, pasando a la caldera, en la que se provoca la combustión. Esta última genera el vapor a partir del agua que circula por una extensa red de tubos que tapizan las paredes de la caldera. El vapor hace girar los álabes de la turbina, cuyo eje rotor gira solidariamente con el de un generador que produce la energía eléctrica; esta energía se transporta mediante líneas de alta tensión a los centros de consumo. Por su parte, el vapor es enfriado en un condensador y convertido otra vez en agua, que vuelve a los tubos de la caldera, comenzando un nuevo ciclo.

El agua en circulación que refrigera el condensador expulsa el calor extraído a la atmósfera a través de las torres de refrigeración, grandes estructuras que identifican estas centrales; parte del calor extraído pasa a un río próximo o al mar.

Las torres de refrigeración son enormes cilindros contraídos a media altura (hiperboloides), que emiten de forma constante vapor de agua, no contaminante, a la atmósfera. Para minimizar los efectos contaminantes de la combustión sobre el entorno, la central dispone de una chimenea de gran altura (llegan a los 300 m) y de unos precipitadores que retienen las cenizas y otros volátiles de la combustión. Las cenizas se recuperan para su aprovechamiento en procesos de metalurgia y en el campo de la construcción, donde se mezclan con el cemento.

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CLASIFICACIÓN

Pertenecen al grupo de las CENTRALES TERMICAS:

Las llamadas CENTRALES TERMICAS CONVENCIONALES, que queman combustibles fósiles como gas natural, combustibles líquidos (fuel oíl, diesel, derivados del petróleo en general) y carbón.

Las CENTRALES NUCLEARES. Las CENTRALES GEOTERMICAS. Las CENTRALES TERMICAS DEL MAR, DE BIOMASA, TERMOSOLARES, entre

las DE NUEVAS TECNOLOGIAS.

Todas estas centrales utilizan tecnología y equipamientos similares.

EL PROCESO EN LAS CENTRALES TÉRMICAS

La energía eléctrica, producto final de una planta de generación, es la resultante de un proceso de cuatro conversiones de energía:

En la primera, la energía de entrada, que es la energía química del combustible fósil o de la biomasa, o la energía nuclear del isotopo, o la radiación solar, es convertida en energía térmica, en la forma de calor radiante y calor sensible.

La segunda conversión es la que se produce por intercambio de calor, de la energía térmica en energía termodinámica de algún fluido de trabajo (las más comunes: agua, gases de la combustión y agua pesada) en el ciclo termodinámico de la instalación.

La tercera es de la energía termodinámica en energía mecánica de rotación, en una turbina. La cuarta conversión es de la energía mecánica entregada por la turbina en energía eléctrica

en el generador. Cada uno de los procesos de conversión acarrea perdidas de energía, la mayor de las cuales

se produce en el ciclo termodinámico. La energía de salida de la central (ENERGIA NETA) es la resultante de restar a la generada

por sus máquinas (ENERGIA BRUTA) los consumos requeridos por la planta para su operación (CONSUMOS PROPIOS).

La energía disponible para el consumo (ENERGIA DEMANDADA) será la diferencia entre la entregada por la central y las pérdidas para hacerla llegar a los consumidores (PERDIDAS DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCION).

GENERACIÓN ELÉCTRICA CON CICLOS COMBINADOS DE GAS NATURAL

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La tecnología de generación eléctrica con ciclos combinados de gas natural es una de las más eficientes y con menor impacto ambiental, y está ya ampliamente extendida en todo el mundo. Es prácticamente la única tecnología utilizada en los nuevos proyectos de generación eléctrica que se están instalando en los países desarrollados, y un sistema que permitirá ir sustituyendo a los tradicionales, con la consiguiente reducción de emisiones a la atmósfera.

Esta tecnología consiste en utilizar la combustión del gas natural (turbina de gas) y el vapor que producen los gases de escape (caldera de recuperación y turbina de vapor) para generar electricidad. Estos dos procesos funcionan de manera complementaria, lo que permite alcanzar rendimientos energéticos muy elevados, ya que se obtiene electricidad en dos etapas utilizando una única fuente de energía.

La generación eléctrica con ciclos combinados representa, pues, el mejor modelo energético, ya que permite unos rendimientos más elevados que otros sistemas de generación eléctrica y, al mismo tiempo, reduce el impacto medioambiental, al utilizar una energía menos contaminante en un sistema más eficiente.

Los grupos generadores de ciclos combinados tienen un rendimiento de más del 57%, muy superior al de una central convencional. Esto significa que por cada kilovatio hora de electricidad producida se necesita un tercio menos de energía primaria, es decir, de gas natural.

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Destaca por sus bajas emisiones, que se reducen en un 60% en el caso del dióxido de carbono y en un 70% en el de los óxidos de nitrógeno, respecto a una central convencional. Además, las emisiones de dióxido de azufre y de partículas son prácticamente nulas.

Concretamente, y según se recoge en el estudio "Impactos Ambientales de la Producción Eléctrica", publicado por el Instituto para la Diversificación y ahorro de Energía (IDAE), la generación de electricidad con gas natural tiene un menor impacto sobre el medio ambiente que los sistemas solar fotovoltaico, nuclear y los sistemas de generación con carbón, petróleo y lignito.

Además, los grupos generadores de ciclo combinado consumen solamente un tercio del agua de refrigeración que requiere una central convencional de la misma potencia y la instalación ocupa menos espacio que una central convencional.

GAS NATURAL PARA LA GENERACIÓN ELÉCTRICA

El gas natural se ha constituido en el combustible más económico para la generación de electricidad, ofrece las mejores oportunidades en términos de economía, aumento de rendimiento y reducción del impacto ambiental.

Estas ventajas pueden conseguirse tanto en las grandes centrales termoeléctricas así como en las pequeñas.

La generación de electricidad con gas natural es posible mediante turbinas.

La generación de energía eléctrica por sistemas convencionales tiene rendimientos del 35-34% con hasta un 65% de la energía primaria consumida desperdiciada como calor residual.

El gas natural se ha constituido en un combustible atractivo para la generación de electricidad con alto rendimiento del impacto ambiental.

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El gas natural, utilizado para la generación de energía eléctrica, ofrece las mejores oportunidades en términos de economía, aumento de rendimiento y reducción del impacto ambiental.

Estas ventajas pueden conseguirse tanto en grandes centrales como en pequeñas centrales y unidades de cogeneración termoeléctrica.

El uso de turbinas de gas para mejorar centrales existentes y en nuevas centrales de ciclo combinado permite alcanzar ahorros de energía de entre el 15 y el 50%. La investigación y desarrollo de nuevas tecnologías está abriendo continuamente nuevas fronteras con rendimientos todavía mayores y por consiguiente menos contaminación.

SISTEMAS DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL

El Gas Natural se transporta mediante ductos hacia las ciudades para su consumo domiciliario, industrial o vehicular, o hacia centrales termoeléctricas para su utilización en la generación de energía eléctrica. Sin embargo en algunas ocasiones, por temas de distancia y costo, se utilizan otras formas de transporte como los buques metaneros o los gasoductos virtuales.

Un concepto previo que debe ser explicado: Es necesario señalar que el Gas Natural puede ser de origen asociado, lo que significa que se obtiene con la producción de petróleo o no asociado que implica que el yacimiento no produce petróleo, como son los campos de Camisea y Aguaytía en el Perú. El Gas Natural también puede tener la condición de “gas seco”, por ser un gas que no contiene líquidos, o gas húmedo, el cual requiere un proceso de separación para obtener sus diversos productos.

En el caso particular de los pozos de Camisea en los lotes 88 y 56, el gas que se produce es gas húmedo y de él se obtienen los siguientes productos:

Gas Natural seco: se utiliza como combustible en las casas, industrias, vehículos y en la generación de electricidad (y en un futuro como insumo para la petroquímica).

Líquidos de Gas Natural (LGN): que luego de un proceso de fraccionamiento se obtiene Propano, Butano (componentes del GLP), Nafta y Diesel.

Hoy en día, el Gas Natural seco es transportado hacia su mercado de consumo, hasta en tres maneras distintas:

Gasoductos

Es la forma más conocida y usada de transporte del Gas Natural a gran escala.

Los gasoductos pueden unir distancias de hasta 3000 km, aproximadamente, y suelen tener una red de ductos que se conectan al ducto principal con el fin de abastecer a las poblaciones cercanas a la trayectoria del mismo.

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En el caso peruano se tiene un ducto de transporte de gas que parte de la selva de Cuzco hasta Lima (729 kilómetros). En el año 2011 se transportó por este medio alrededor de 28 millones de metros cúbicos por día, de los cuales 37% era destinado al mercado local como generadoras eléctricas, industrias, consumo residencial y estaciones de servicio de Gas Natural Vehicular (GNV)1 y el resto a la exportación de Gas Natural Licuefactado

(GNL). En el 2012, la demanda local ha aumentado a 45% de un volumen diario de transporte de 33 millones de metros cúbicos.

Para darnos una idea, cabe indicar que un taxi que usa Gas Natural como combustible consume 10 m3 por día.

Buques Metaneros

Este sistema de transporte se usa cuando las distancias son bastante amplias entre el punto de producción y el de consumo. En este caso la opción de la construcción de un gasoducto llegaría a ser demasiado costosa.

Para que sea viable esta opción de transporte, se debe contar con:

Plantas de criogenización2 (que enfrían el gas natural a -161°C hasta reducir en 600 veces su volumen y convirtiéndolo en líquido, es decir en Gas Natural Licuefactado (GNL)), para hacer económicamente viable y seguro su transporte.

El servicio de buques metaneros. Estos buques metaneros cuentan con tanques especialmente acondicionados para mantener el GNL a la temperatura indicada y transportarlo de manera segura. Uno de estos buques metaneros puede transportar hasta 170 mil metros cúbicos de GNL.

Plantas regasificadoras en los puertos de destino.

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En el caso peruano, la utilización de este sistema de transporte se usa de manera exclusiva para la exportación, la misma que comenzó desde mediados del 2010. A la fecha se realizan entre 4 y 5 embarcaciones de este tipo por mes.

Gasoductos Virtuales

Este sistema consiste en el transporte terrestre de Gas Natural, a distancias relativamente cortas utilizando camiones especialmente acondicionados para este fin. Existen diversas tecnologías desarrolladas en este campo que permiten abastecer a lugares cuya demanda resulta pequeña y no justifica económicamente la construcción de un gasoducto.

Hay dos opciones de hacer uso de este transporte:

a) Usando Gas Natural Comprimido (GNC): cuando lo que se transporta es el Gas Natural que se comprime al someterlo a grandes presiones (de allí su nombre), logrando que su volumen se reduzca en 100 veces.El GNC se almacena en módulos independientes de hasta 1,500 metros cúbicos de capacidad cada uno, transportándose en cada camión de hasta 4 módulos. Esto totaliza una capacidad máxima de transporte de 6,000 metros cúbicos de GNC por camión.La ruta del camión es lo que llamamos Gasoducto Virtual. Una vez en su destino, el GNC es descomprimido para su posterior uso en plantas industriales o comercialización en estaciones de Gas Natural Vehicular (GNV).A la fecha, nuestro país cuenta con tres estaciones de servicio que usan este tipo de transporte para su abastecimiento: una en Ica, otra en Chiclayo y una en Piura.

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b) Usando Gas Natural Licuefactado (GNL): Para este sistema de transporte se replica lo indicado en el caso buques metaneros, debido a que se enfría el Gas Natural a -161°C, convirtiéndolo en líquido (GNL) y reduciendo en 600 veces su volumen.Igualmente, existen diversas tecnologías para el transporte del GNL. Algunas ofrecen el almacenamiento en cilindros horizontales (de mayor volumen) o verticales (compartimientos independientes de menor volumen). Al igual que en el caso anterior, el transporte de GNL constituye un gasoducto virtual.

Debido a su mayor reducción de volumen frente al GNC, esta opción transporta un mayor volumen hacia puntos distantes. Sin embargo, para que su uso sea viable, es necesario contar con plantas de regasificación en las zonas de destino, para su posterior uso y distribución final como Gas Natural a través de una estación de servicios (GNV) o de una red de distribución domiciliaria.

En el Perú el transporte de GNL en camiones viene siendo desarrollado a través de iniciativas promovidas desde ProInversión así como de la asociación Repsol-Petroperú. El GNL se obtendría del procesamiento del gas natural en la planta de procesamiento Melchorita en la costa peruana al sur de Lima y se transportaría hacia diversas ciudades del sur del país en distancias de hasta 1,100 km.

Por otro lado, como se indicó anteriormente, esta opción requiere de una infraestructura que permita convertir el GNL a Gas Natural en el punto de llegada de los camiones (infraestructura que se tendría que desarrollar). Al respecto, ProInversión tiene el encargo de apoyar el programa de masificación del Gas Natural, para lo que concesionaría el servicio de abastecimiento de hasta 20 ciudades de provincias por un lapso de 20 años (para abastecer industrias, consumidores residenciales, etc.).

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Como observamos, el dinamismo en el consumo de un producto no solo depende de un precio competitivo en comparación con sus otras alternativas, sino también de mejorar sus accesos y canales de distribución. Esta es una tarea pendiente, que requerirá de importantes montos de inversión para llevarse a cabo.

LAS CENTRALES DE GAS DE CICLO COMBINADO (CGCC) 

Son aquellas que utilizan como combustible gas natural y generan electricidad a partir de una turbina de gas y otra de vapor. Una unidad funcionando en Ciclo Combinado une dos ciclos, uno de gas (Bryton) y otro de vapor (Rankine). Su principal característica consiste en aprovechar la energía térmica contenida en los gases de escape del ciclo de gas para generar vapor con energía suficiente como para aprovecharse en un ciclo de vapor.

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El ciclo de gas se realiza en una turbina de gas y sus gases de escape (a diferencia de una unidad en ciclo simple, es decir, con solo turbina de gas, en la que los gases de escape son dirigidos directamente a la atmósfera) se hacen pasar a través de una caldera de recuperación de calor, generando vapor a varias presiones, el vapor generado es enviado a la turbina de vapor   y al aprovechar el calor de estos gases aumenta considerablemente la eficiencia energética de la planta. Aunque el hecho de que los gases de escape de la turbina supongan un descenso en el rendimiento de esta, esto mismo hace que sea posible generar un vapor a mayor temperatura, lo cual redunda en un incremento de la eficacia del ciclo de vapor. El aumento de este último es superior a la pérdida del primero, con lo que a escala global se obtiene un mejor rendimiento. Gracias a este sistema se consigue obtener un rendimiento neto próximo al 55%, muy superior a una unidad convencional, con lo que se consigue una mejora ambiental gracias al uso más racional de la energía primaria.

Por ejemplo, se puede dar en una central térmica:

Como se puede apreciar en el gráfico anterior, las eficiencias son:

CICLO RANKINE 37.13%CICLO BRAYTON 37.68%CICLO COMBINADO 50.22%

CICLOS TERMODINÁMICOS DEL CICLO COMBINADO.

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Básicamente, en una central térmica que opera en un ciclo combinado, se emplean dos ciclos termodinámicos diferentes. Uno emplea el calor desaprovechado de la otra, con el fin de aumentar la eficiencia total de la central. Estos dos ciclos termodinámicos son el ciclo Brayton (fluido de trabajo: gas) y el ciclo Rankine (fluido de trabajo: vapor).

Para una comprensión sólida del proceso termodinámico que se tiene en una central térmica, así como para determinar los factores determinantes de la eficiencia y potencia efectiva, se requiere conocer algunos conceptos básicos:

ENTROPIA.

La entropía (simbolizada como S) es una magnitud física que, mediante cálculo, permite determinar la parte de la energía que no puede utilizarse para producir trabajo. Es una función de estado de carácter extensivo y su valor, en un sistema aislado, crece en el transcurso de un proceso que se dé de forma natural. La entropía describe lo irreversible de los sistemas termodinámicos.

DIAGRAMA T-S (Temperatura vs Entropía).

Al definirse la entropía como una función de estado de un sistema, se hace posible describir el estado de dicho sistema, así como los procesos reversibles que en él ocurren, a través de un diagrama en el cual se representa la temperatura del sistema frente a su entropía.

Este es el llamado diagrama T-S en el cual se sitúa la entropía en el eje de abscisas y la temperatura en el de ordenadas. A menudo, en lugar de la entropía, como propiedad extensiva, se emplea la entropía específica (por unidad de masa o por mol) como variable en el eje de abscisas.

Este diagrama es análogo al diagrama PV para un gas ideal, con una diferencia esencial: mientras que un diagrama PV es específico para sistemas mecánicos y no puede aplicarse a otros sistemas termodinámicos, como un paramagnético (para el cual las variables son el campo magnético y la imanación), el diagrama TS posee validez universal, ya que se basa en dos propiedades fundamentales, la temperatura, establecida mediante el Principio Cero de la Termodinámica, y la entropía, definida a partir del Segundo Principio. Por ello, un ciclo de Carnot se representa de la misma forma en un diagrama TS, independientemente de que se trate de un gas ideal, un ciclo de agua y vapor, una sustancia paramagnética o cualquier otra.

No obstante, cuando se trata de un proceso específico en un sistema concreto (por ejemplo, un enfriamiento a presión constante en un gas ideal), la curva resultante en el diagrama TS será característica de dicho sistema y no aplicable a otros diferentes.

PROCESO ADIABÁTICO.

Un proceso adiabático es aquél en que el sistema no intercambia calor con el ambiente.

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PROCESO ISOENTRÓPICO.

Es un proceso adiabático reversible. Es aquel en el que la entropía del fluido que forma el sistema permanece constante.

CICLO DE CARNOT.

Los dos procesos anteriores son independientes del sistema al que se apliquen. Por ello, un proceso compuesto de tramos isotermos y tramos adiabáticos se representará de la misma forma sea cual sea el sistema.

En particular, un ciclo de Carnot, formado por dos procesos isotermos y dos adiabáticos, presenta una representación especialmente sencilla.

El ciclo se compone de cuatro pasos:

1. C→D Absorción de calor Qc en un proceso isotermo a temperatura Tc, que corresponde a un segmento horizontal hacia la derecha.

2. D→A Enfriamiento adiabático hasta la temperatura del foco frío, Tf, representable por un segmento vertical hacia abajo.

3. A→B Cesión de calor | Qf | al foco frío a temperatura Tf, que corresponde a un segmento horizontal hacia la izquierda.

4. B→C Calentamiento adiabático desde la temperatura del foco frío, Tf a la temperatura del foco caliente, Tc. De nuevo obtenemos un segmento vertical, ahora hacia arriba.

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El resultado completo es un rectángulo recorrido en sentido horario.

En este diagrama el calor absorbido Qc es el área del rectángulo delimitado por el lado superior del ciclo y el eje de abscisas, mientras que el calor cedido | Qf | es el área del rectángulo definido por el lado inferior del ciclo y el eje de abscisas. El calor neto, | Qc | − | Qf | , que entra en el sistema es el área del rectángulo delimitado por el ciclo. Por el Primer Principio, este área equivale al trabajo neto efectuado por el sistema, | W |.

Si en vez de una máquina de Carnot tenemos un refrigerador de Carnot, la figura es exactamente la misma, solo que se recorren en sentido opuesto.

CICLOS TERMODINÁMICOS.

Combinando los procesos anteriores pueden trazarse procesos cíclicos en un diagrama TS. En todos los casos, el área encerrada por el ciclo, en valor absoluto, será el calor neto absorbido o cedido por el sistema que, por el Primer Principio de la termodinámica será igual al trabajo realizado por o sobre el sistema.

Para un sistema de gases ideales podemos analizar otros procesos cíclicos de aplicación práctica, como el ciclo Otto (de los motores de explosión), el Diesel (usado en los motores diésel), el Brayton (empleado en las turbinas de los aviones y centrales térmicas) y el Rankine, entre otros.

El caso más sencillo es el del ciclo de Carnot que ya hemos descrito anteriormente.

Entendido estos conceptos, se pasará a explicar los respectivos diagramas T-S de los ciclos Brayton y Rankine:

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Etapas del ciclo Brayton:

Etapas del ciclo Rankine:

Elementos del ciclo Rankine:

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Elementos del ciclo Brayton:

Notamos que en los ciclos Brayton y Rankine tenemos:

Brayton RankineTurbogrupo de gas (TG) Tubogrupo de vapor (TV)Compresor (gas) Bomba (líquido)Sin cambio de fase. Ocurre cambio de fase en el condensador.Cámara de combustión. Caldera.Turbina a gas. Turbina a vapor.Mayormente opera con gas natural. Mayormente opera con agua.Eficiencia mínima. Eficiencia óptima.

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CRITERIOS DE SELECCIÓN Y DISEÑOEl diseño conceptual incluye la descripción de la localización, forma y bases del diseño de la planta general, como intemperie o cubierta, grado de utilización, combustible (incluyendo previsión de cambios), tipo y enlaces de la subestación eléctrica, suministro y sistemas de agua, accesos, condiciones y características del sitio, orientación, arreglo general, elementos principales, condiciones de diseño y características de construcción.

CARACTERÍSTICAS DEL SITIO

*Topografía y drenaje

*Accesos

*Geología

*Proximidad a bancos de préstamos (obtención de material combustible)

*Meteorología. Condiciones climatológicas del sitio

CONDICIONES GENERALES DE DISEÑO

*Temperatura del aire anual promedio

*Presión barométrica

*Nivel base de la planta

*Coeficientes sísmicos: para estructuras, para bardas, para chimeneas.

*Resistencia del terreno

SELECCIÓN DEL TAMAÑO DE UNIDADES

La selección del tamaño involucra un compromiso entre varios factores, sin embargo se sabe que económicamente la mejor solución es instalar unidades del 5 al 10% de la capacidad de los sistemas.

*Especificaciones del turbogenerador, del generador de vapor, y optimización del sistema de agua de circulación.

*Suministro de agua asegurada para el presente y para el fututo.

*Ubicación por razón de disponibilidad del carbón o combustibles, cerca de las fuentes del mismo, o sea lo que corrientemente se conoce como Central de Boca de Mina.

*Ubicación por razón de otros factores, como proximidad a los centros de carga, a fuentes de agua para refrigeración, o a sitios de fácil acceso para la maquinaria y equipos pesados. La ubicación del lugar debe ser en un sitio con vías de acceso muy buenas y al uso de equipos especiales de transporte.

*Costos de la propiedad, de construcción, de puesta en función, de mantenimiento.

*Impacto- socio económico.

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*Facilidades de transportación.

MATERIALES DE CONSTRUCCION

Estos varían de acuerdo al equipo utilizado, los más utilizados son los siguientes:

Para paredes, pisos y cubierta o techo de los tanques, se emplean los aceros A283 grado C y D y A285 grado C.

Acero al carbón Acero inoxidable Teflón en los compresores de aire Aleaciones de acero Aleaciones de latón Vidrio Hule Plásticos Concreto Ladrillo Refractario

LA COGENERACIÓN

La cogeneración es la producción simultánea de energía eléctrica y energía térmica utilizando un único combustible como el gas natural. Las plantas de Cogeneración producen electricidad y calor para aplicaciones descentralizadas y donde se requieran. Estas plantas tienen una óptima eficiencia en las transformaciones energéticas y con mínimas contaminaciones ambientales.

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Una planta de cogeneración está compuesta por un motor de combustión interna de ciclo Otto (o turbina de gas) que acciona un alternador (generador eléctrico). A este conjunto generador se le puede aprovechar la energía térmica liberada a través de la combustión de los gases, mediante intercambiadores de calor instalados en los circuitos de refrigeración de camisas, de aceite lubricante, más un aprovechamiento extra en una caldera de recuperación de gases de escape. Usualmente la ubicación de estas plantas es próxima a los consumidores, con lo cual las pérdidas por distribución son menores que las de una central eléctrica y un generador de calor convencional.

Ventajas:

Entre las ventajas que se atribuyen a la cogeneración, destacan las siguientes:

Mayor eficiencia energética global.

Reporta beneficios económicos a nivel micro y macroeconómico.

Introduce tecnologías más eficientes y competitivas.

Reduce el impacto medioambiental asociado a las actividades energéticas.

Potencia la seguridad del abastecimiento energético del usuario.

Menor necesidad de inversiones en red.

Reduce la pérdida en redes (generación distribuida).

Potencia la diversificación del consumo y, por tanto, disminuye el nivel de dependencia de suministros externos.

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VENTAJAS OFRECEN LAS CENTRALES TÉRMICAS DE GAS CON RESPECTO A LA QUE OPERAN A CARBÓN O DIESEL

La sustitución de centrales convencionales de carbón y diesel por centrales de ciclo combinado que utilizan gas natural es una manera efectiva de contribuir a la reducción del efecto invernadero. Por otro lado, la tecnología de ciclo combinado consume un 35% menos de combustible fósil que las convencionales, lo que aporta, de hecho, la mejor solución para reducir las emisiones de CO2 a la atmósfera y, por tanto, contribuir a preservar el entorno medioambiental. Respecto al resto de contaminantes, la emisión unitaria por kWh producido a través de plantas de ciclo combinado es, en general, sensiblemente menor, aunque destaca especialmente la reducción de emisión de dióxido de azufre, que es despreciable frente a la de una central alimentada por carbón o fuel.

En cuanto a los costos; en una planta de ciclo combinado, la inversión necesaria para instalar un módulo es del orden de 50% en relación a la inversión en una planta con carbón importado; el tiempo de construcción es, aproximadamente, 30 % menor. La repercusión, en términos de costos de capital, sobre el precio final del kWh producido en una planta de ciclo combinado es la tercera parte que en el caso de utilizar carbón de importación. También resulta significativa la menor cantidad de agua que se utiliza en el proceso, ya que la turbina de gas no precisa de refrigeración alguna y únicamente se requiere agua para el ciclo de vapor, lo que supone que una central de ciclo combinado con gas natural necesita tan sólo un tercio del agua que se precisa en un ciclo simple de fuel o de carbón.

IMPACTOS AMBIENTALES POTENCIALES

Los impactos negativos pueden ocurrir durante la construcción, así como la operación de las plantas termoeléctricas. Los impactos de la construcción son causados, principalmente, por las siguientes actividades de la preparación del sitio: desbroce, excavación, movimiento de tierras, drenaje, dragado o embalse de los ríos y otras extensiones de agua, establecimiento de las áreas de colocación, de préstamo y de relleno. Se emplea un gran número de trabajadores en la construcción de las centrales energéticas, y esto puede causar impactos socioculturales importantes en las comunidades locales.Las plantas termoeléctricas son consideradas fuentes importantes de emisiones atmosféricas y pueden afectar la calidad del aire en el área local o regional. La combustión que ocurre en los proyectos termoeléctricos emite dióxido de sulfuro (S02), óxidos de nitrógeno (NOx), monóxido de carbono (CO), dióxido de carbono (C02) y partículas (que pueden contener metales menores). Las cantidades de cada uno dependerán del tipo y el tamaño de la instalación y del tipo y calidad del combustible, y la manera en que se queme. La dispersión y las concentraciones de estas emisiones, a nivel de la tierra, son el resultado de una interacción compleja de las características físicas de la chimenea de la planta, las cualidades físicas y químicas de las emisiones, las condiciones meteorológicas en el sitio, o cerca del mismo durante el tiempo que se requiere para que las emisiones se trasladen desde la chimenea hasta el receptor a nivel de la tierra, las condiciones topográficas del sitio de la planta y las áreas circundantes, y la naturaleza de los receptores (p.ej., seres humanos, cultivos y vegetación nativa).

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Típicamente, el agua de enfriamiento limpia constituye el efluente más importante que proviene de las plantas termoeléctricas. Puede ser reciclada o descargada a la extensión de agua superficial, sin causar efectos mayores en cuanto a su calidad química. Sin embargo, debe ser considerado el efecto del calor residual sobre la temperatura del agua ambiental, durante la evaluación de las plantas que contemplen utilizar, sin reciclaje, el agua de enfriamiento. Un aumento pequeño en la temperatura del agua ambiental puede alterar, radicalmente, las comunidades de las plantas y la fauna. Los otros efluentes que producen los proyectos termoeléctricos son menos abundantes, pero pueden alterar, grandemente, la calidad del agua. Por ejemplo, los efluentes de las plantas termoeléctricas a carbón contienen el agua de lavado del sistema de enfriamiento, de la caldera, del des mineralizador, del regenerador de resinas, del eliminador de ceniza y el escurrimiento de los montones de carbón, ceniza y del patio, así como otras descargas de bajo volumen causadas por los accidentes o derrames. Se encuentran diferentes combinaciones de metales y otros químicos en estos efluentes. En las plantas a petróleo los derrames de combustible tienen un impacto negativo sobre la calidad del agua.Como algunos de los impactos pueden ser evitados completamente, o mitigados más exitosamente, a menor costo, si el sitio se escoge, prudentemente.

Combustible Emisión de CO2

(kg/kW)

Gas natural 0,44

Fuelóleo 0,71

Biomasa (leña, madera)

0,82

Carbón 1,45

Las centrales de gas natural pueden funcionar con el llamado ciclo combinado, que permite rendimientos mayores (de hasta un poco más del 50%), lo que todavía haría las centrales que funcionan con este combustible menos contaminantes.

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CENTRALES TÉRMICAS EN EL PERÚ

CENTRAL TERMICA CHICLCA I

Localizada en el Distrito de Chilca, Provincia de Cañete a 63.5 Km. al sur de la capital. La Central Térmica Chilca 1 cuenta con dos turbinas a gas natural, en agosto del 2009, acaba de elevar su potencia instalada a 556 MW, convirtiéndose en la segunda central más grande del país, y la primera de las térmicas. En ciclo abierto con opción de ser modificadas para ciclo combinado. Es la primera Central construida en el Perú tras la llegada del gas natural de Camisea para operar con este combustible y a mediados del año 2009 entrará en operación su tercera unidad, la cual la cual adicionará 192 MW de potencia para esta Central.

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CENTRAL TERMICA VENTANILLA

La tercera central eléctrica más grande del país, y la segunda de las térmicas, luego de Chilca I. Tiene una potencia de 524 MW. Opera con el gas natural proveniente de Camisea y es de ciclo

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combinado, es decir, reutiliza el vapor empleado en el proceso de generación, siendo, por lo tanto, el tipo más limpio y eficiente entre las centrales térmicas. Pertenece a la empresa Edegel. Supervisión de construcción de la nueva central, incluyendo: Obras civiles. Instalación de 2 turbogases W501D5 de 100 MW cada una. Equipos auxiliares. Oleoducto de 4 km de longitud. Tanques de combustible. Estación de transformación de 13,8 / 220 kV.

CENTRAL TERMOELÉCTRICA DE COGENERACIÓN HUACHIPA

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CENTRAL TERMICA TABLAZO

La Central Termoeléctrica está ubicada en la zona de El Tablazo de Colán, para lo cual se han adquirido 20 000 m² en zona eriaza a 320 metros del km 45 de la carretera Paita – Sullana.

El gas que sirve de combustible es transportado básicamente desde la estación PN-25 de Olympic Perú INC hasta la estación de Medición en el interior de la Central Térmica, en un tramo estimado de 13,5 km.

La generación eléctrica se da a través de un ciclo abierto. El combustible que ingresa a la turbina es quemado en la cámara de combustión de la turbina, entregando los gases de escape su energía a las ruedas de los álabes del rotor de la turbina de gas. El rotor de la

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turbina a su vez impulsa a su homólogo de un generador, produciendo energía eléctrica, cuyo voltaje se eleva a la tensión de 60 kV, que es el voltaje con el que se interconectará al sub sistema de transmisión.

La S.E. Tablazo tiene una configuración de barra tipo "π", su construcción incluye 3 bahías en 60kV y 1 módulo de transformación; así como el espacio para futuras ampliaciones de la subestación.

La C.T. Tablazo ingresó en operación comercial el 01.09.2012 (Carta COES/D-794-2012).

El monto aproximado de la inversión fue de 22,5 MM US$. La instalación de la central ha permitido el incremento de la confiabilidad del Sistema

Eléctrico Centro.

CENTRAL TERMICA KALLPA

Situada en Chilca, a 63.5 kilómetros al sur de la ciudad de Lima, opera con el gas natural de Camisea. Tiene operativas dos turbinas: Kallpa I (foto de arriba), de 180 megawatts (MW), inaugurada en junio del 2007; y Kallpa II (foto de abajo), de 192 MW, inaugurada en julio del 2009. Ello le da una potencia total de 372 MW, que la hace la cuarta central termoeléctrica más grande del país, sólo por detrás de las de Chilca I, Ventanilla y Santa Rosa, y la quinta entre todas las centrales. La tercera etapa, Kallpa III, de 192 MW, ya está en marcha, y será inaugurada en marzo del 2010. Cuando ello ocurra, Kallpa se convertirá, con sus 564 MW, en la termoeléctrica más grande del país. La inversión total en ella habrá alcanzado los US$ 270 millones.

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CENTRAL TERMICA MALACAS

CENTRAL TERMICA AGUAYTIA

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CENTRAL TERMICA OQUENDO

CENTRAL TERMICA LAS FLORES

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CENTRAL TERMICA PISCO

CENTRALES TERMOELECTRICAS DE BIOMASA

Biomasa

La palabra biomasa describe los materiales provenientes de seres vivos animales o vegetales. Es decir, toda la materia orgánica (materia viva) procedente del reino animal y vegetal obtenida de manera natural o procedente de las transformaciones artificiales.

Toda esta materia se convierte en energía si le aplicamos procesamientos químicos.

La energía de la biomasa proviene en última instancia del Sol. Los vegetales absorben y almacenan una parte de la energía solar que llega a la tierra y a los animales en forma de alimento y energía. Cuando la materia orgánica almacena la energía solar, también crea subproductos que no sirven para los animales ni para fabricar alimentos pero sí para hacer energía de ellos.

La biomasa era la fuente energética más importante para la humanidad hasta el inicio de la revolución industrial, pero su uso fue disminuyendo al ser sustituido por el uso masivo de combustibles fósiles.

Tipos de biomasa

La biomasa se puede clasificar en tres grandes grupos:

Biomasa natural: es la que se produce a la naturaleza sin la intervención humana. Biomasa residual: son los residuos orgánicos que provienen de las actividades de las

personas (residuos sólidos urbanos, RSU, por ejemplo). Biomasa producida: son los cultivos energéticos, es decir, campos de cultivo donde se

produce un tipo de especie con la única finalidad de su aprovechamiento energético.

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¿Quieres saber más? Accede al juego interactivo sobre los tipos de biomasa

Conversión de la biomasa en energía

Existen diferentes formas para transformar la biomasa en energía que se pueda aprovechar, pero hay dos de ellas que hoy en día se utilizan más:

Métodos termoquímicos

Es la manera de utilizar el calor para transformar la biomasa. Los materiales que funcionan mejor son los de menor humedad (madera, paja, cáscaras, etc.). Se utilizan para:

Combustión: existe cuando quemamos la biomasa con mucho aire (20-40% superior al teórico) a una temperatura entre 600 y 1.300ºC.

Es el modo más básico para recuperar la energía de la biomasa, de donde salen gases calientes para producir calor y poderla utilizar en casa, en la industria y para producir electricidad.

Pirólisis: se trata de descomponer la biomasa utilizando el calor (a unos 500ºC) sin oxígeno. A través de este proceso se obtienen gases formados por hidrógeno, óxidos de carbono e hidrocarburos, líquidos hidrocarbonatos y residuos sólidos carbonosos. Este proceso se utilizaba hace ya años para hacer carbón vegetal.

Gasificación: existen cuando hacemos combustión y se producen diferentes elementos químicos: monóxido de carbono (CO), dióxido de carbono (CO 2), hidrógeno (H) y metano (CH 4), en cantidades diferentes. La temperatura de la gasificación puede estar entre 700 y 1.500ºC y el oxígeno entre un 10 y un 50%.

Según se utilice aire u oxígeno, se crean dos procedimientos de gasificación distintos. Por un lado, el gasógeno o “gas pobre” y por otro el gas de síntesis. La importancia de este es que puede transformar en combustibles líquidos (metanol y gasolinas). Por eso se están haciendo grandes esfuerzos que tienden a mejorar el proceso de gasificación con oxigeno.

Co-combustión: consiste en la utilización de la biomasa como combustible de ayuda mientras se realiza la combustión de carbón en las calderas. Con este proceso se reduce el consumo de carbón y se reducen las emisiones de CO 2.

Métodos bioquímicos

Se llevan a cabo utilizando diferentes microorganismos que degradan las moléculas. Se utilizan para biomasa de alto contenido en humedad. Los más corrientes son:

Fermentación alcohólica: técnica que consiste en la fermentación de hidratos de carbono que se encuentran en las plantas y en la que se consigue un alcohol (etanol) que se puede utilizar para la industria.

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o Fermentación metánica: es la digestión anaerobia (sin oxígeno) de la biomasa, donde la materia orgánica se descompone (fermenta) y se crea el biogás.

Sistemas de aprovechamiento de la biomasa

Si a la gran variedad de biomasa existente aplicamos distintas tecnologías podemos transformar esta energía para usarla en:

Producción de energía térmica

Son sistemas de combustión directa. Se utilizan para dar calor, que se puede utilizar directamente para, por ejemplo, cocinar alimentos o secar productos agrícolas.

También se pueden aprovechar para hacer vapor para la industria o para generar electricidad.

 El inconveniente, sin embargo, es la contaminación.

Producción de biogás

La finalidad es conseguir combustible, principalmente el metano, muy útil para aplicaciones térmicas para el sector ganadero u agrícola, subministrando electricidad y calor.

Producción de biocombustibles

Son una alternativa a los combustibles tradicionales del transporte y tienen un grado de desarrollo desigual en los diferentes países. Existen dos tipos de biocombustibles:

Bioetanol: substituye a la gasolina. En el caso del etanol, y en cuanto a la producción de materia prima, actualmente se obtiene de cultivos tradicionales como el cereal, el maíz y la remolacha.

Biodiesel: su principal aplicación va dirigida a la substitución del gasoil. En un futuro servirá para variedades orientadas a favorecer las calidades de producción de energía.

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Producción de energía eléctrica

La electricidad se puede producir por combustión o gasificación y se pueden obtener potencias de hasta 50MW.

¿Qué es una central de biomasa?

Es una instalación industrial diseñada para generar energía eléctrica a partir de recursos biológicos. Así pues, las centrales de biomasa utilizan fuentes renovables para la producción de energía eléctrica.

Funcionamiento de una central de biomasa de generación eléctrica

El proceso de funcionamiento de una central eléctrica de biomasa es el siguiente:

En primer lugar, el combustible principal de la instalación y los residuos forestales se almacenan en la central. Allí se tratan para reducir su tamaño, si fuera necesario.

A continuación, pasa a un edificio de preparación del combustible, donde se clasifica en función de su tamaño y finalmente se llevan a los correspondientes almacenes.

Seguidamente son conducidos a la caldera para su combustión, eso hace que el agua de las tuberías de la caldera se convierta en vapor debido al calor.

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El agua que circula por las tuberías de la caldera proviene del tanque de alimentación, donde se precalienta mediante el intercambio de calor con los gases de combustión aún más lentos que salen de la propia caldera.

Del mismo modo que se hace en otras centrales térmicas convencionales, el vapor generado a la caldera va hacia la turbina de vapor que está unida al generador eléctrico, donde se produce la energía eléctrica que se transportará a través de las líneas correspondientes. 

El vapor de agua se convierte en líquido en el condensador, y desde aquí es nuevamente enviado al tanque de alimentación cerrándose así el circuito principal agua-vapor de la central.

Impacto ambiental de una central de biomasa

La biomasa es la única fuente de energía que aporta un balance de CO 2 favorable, siempre y cuando la obtención de la biomasa se realice de una forma renovable y sostenible, de manera que el consumo del recurso se haga más lentamente que la capacidad de la Tierra para regenerarse. De esta manera, la materia orgánica es capaz de retener durante su crecimiento más CO 2 del que libera en su combustión, sin incrementar la concentración de CO 2.

Aunque el potencial energético existente en el planeta sería suficiente para cubrir todas las necesidades energéticas, esta no se puede utilizar en su totalidad, ya que exigiría el aprovechamiento a gran escala de los recursos forestales. Esto haría imposible mantener el consumo por debajo de la capacidad de regeneración, lo cual reduciría muy considerablemente la energía neta resultante y conduciría a un agotamiento de dichos recursos a la vez que daría lugar a efectos medioambientales negativos.

Los efectos producidos serian tales como la deforestación y el aumento notable de emisiones de CO 2,  lo que implicaría una contribución al cambio climático.

Termoeléctricas de biomasa en el Perú.

Central Térmica Maple etanol:

La Central Termoeléctrica Maple Etanol genera energía eléctrica usando el bagazo, que es un subproducto del proceso de producción del etanol usando como materia prima la caña de azúcar. La Central se ubica dentro de la Planta de Producción de Etanol localizada en el Departamento de Piura.

Para efectos de la inyección de energía al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), la Central de Generación se conecta a la Sub Estación Piura Oeste (SEPO), componente del SEIN ya existente, utilizando un transformador de potencia de 40/50

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MVA que elevará la tensión de generación (13,8 kV) a 60 kV y una línea de transmisión en 60 kV.

Maple Etanol señala que el 23.04.2008, se aprobó el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) del proyecto de Producción de Etanol Anhidro, donde está incluida la Central Termoeléctrica Maple Etanol.

Mediante R.S. N° 043-20 12-EM, el 22.05.2012 el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) otorgó a la empresa Maple Etanol la concesión definitiva para desarrollar la actividad de generación de energía eléctrica con recursos energéticos renovables (biomasa).

El monto aproximado de la Inversión es de 25 MM US$ La Central Termoeléctrica Maple ingresó en operación comercial el 17.08.2012 (Carta

COES/D- 749-2012), con una potencia efectiva de 37,5 MW. La instalación de la C.T. incrementó la confiabilidad del Sistema Eléctrico Norte

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Central Térmica Huaycoloro:

El 20.02.2010, Petramás obtuvo la buena pro para suministrar energía eléctrica por 20 años al Estado Peruano por un total de 28 295 MWh por año, dentro del marco de la “Primera Subasta para el Suministro de Energía Eléctrica, con Recursos Energéticos Renovables (RER) al Sistema Eléctrico (SEIN)”.

El proyecto está compuesto por 250 pozos de captación de biogás; un gaseoducto de más de 15 km y una moderna estación de succión y quemado automatizada.

La central genera energía eléctrica a partir de la basura, emplea el biogás generado en las plataformas del relleno sanitario Huaycoloro para la generación eléctrica, para lo cual se ha instalado una moderna estación automatizada de limpieza de biogás, una moderna central de Generación de 4,8 MW, una sala de control, una subestación de elevación de voltaje de 480V a 22 kV, una red de sub transmisión de 5,5 Km y una S.E. de recepción (Luz del Sur) para la interconexión con las redes del SEIN.

La Central Termoeléctrica Huaycoloro ingresó en operación comercial el 12.11.2011 (Carta COES/DP-644-2011), con una potencia efectiva de 2,4 MW; posteriormente, el 29.12.2011, mediante Carta COES/DP-847-2011 se actualizó la potencia efectiva de la C.T a 3,41 MW a partir del 06.012.2011.

Monto aproximado de la inversión es de 10,5 MM US$.

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PRODUCCION DE ENERGIA EN EMPRESAS DEL MERCADO ELECTRICO

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BIBLIOGRAFIA

http://www.minem.gob.pe/index.php http://www.fullquimica.com/2013/04/el-gas-natural-en-la-generacion-de.html http://www.imagenesi.net/centrales-termicas/funcionamiento-central-termica/

http://www.osinerg.gob.pe/newweb/pages/GFE/mapaSEIN/index.html

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