MODELO TERMOECONOMICO DE UNA CENTRAL TÉRMICA DE CICLO COMBINADO JOSE FERNANDO BOSCH MORENO Tesis para optar al título de: Magíster en Sistemas Energéticos Director EDGAR BOTERO Ingeniero Mecánico. Ph.D. UNIVERSIDAD PONTIFICIA BOLIVARIANA INSTITUTO DE ENERGIA Y TERMODINAMICA MEDELLIN 2007
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MODELO TERMOECONOMICO DE UNA CENTRAL … · 4.1 selecciÓn herramienta de desarrollo 27 4.2 elaboraciÓn del modelo termodinÁmico bÁsico 28 4.2.1 topologÍa del sistema 29 4.2.2
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MODELO TERMOECONOMICO DE UNA CENTRAL TÉRMICA DE CICLO COMBINADO
JOSE FERNANDO BOSCH MORENO
Tesis para optar al título de:
Magíster en Sistemas Energéticos
Director
EDGAR BOTERO
Ingeniero Mecánico. Ph.D.
UNIVERSIDAD PONTIFICIA BOLIVARIANA
INSTITUTO DE ENERGIA Y TERMODINAMICA
MEDELLIN
2007
Nota de aceptación:
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______________________________________ Firma Nombre: Presidente del jurado
______________________________________ Firma Nombre: Jurado
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Firma Nombre: Jurado
Medellín, 06 de diciembre de 2007
Dedico este trabajo al recuerdo de mi Madre.
AGRADECIMIENTOS
El autor desea expresar sus agradecimientos a las siguientes personas: Edgar Botero,
Director Tesis; Alan Hill B., Whady Felipe Flores E., jurados; Luis Fernando López, M.
Subgerente Operaciones Dirección Energía EEPPM E.S.P.; Pedro Alejandro Eusse B.,
Jefe Central La Sierra; Rogelio Humberto García S., Jefe Área Análisis e Ingenieria; Jaime
León Zapata T., ingeniero Equipo Análisis y Mejoraramiento; Darío Alfonso Perdomo F.,
Ingeniero Equipo Proyectos Especiales; José Luis Sarmiento G., Jaime alberto Ardila,
funcionarios de la central La Sierra y todos aquellos que con su apoyo, orientación y
participación hicieron posible este trabajo.
CONTENIDO
INTRODUCCIÓN 11
1. ANTECEDENTES 12
2. CONCEPTOS BASICOS DE TERMOECONOMIA 18
3. DESCRIPCIÓN DE LA PLANTA 21
4. DESARROLLO DEL MODELO TERMOECONÓMICO 26
4.1 SELECCIÓN HERRAMIENTA DE DESARROLLO 27 4.2 ELABORACIÓN DEL MODELO TERMODINÁMICO BÁSICO 28 4.2.1 TOPOLOGÍA DEL SISTEMA 29 4.2.2 BALANCE DE PRIMERA LEY 33 4.2.3 COMBUSTIÓN DEL GAS NATURAL 35 4.2.4 PODER CALORÍFICO DEL COMBUSTIBLE 36 4.2.5 TEMPERATURA DE LLAMA 37 4.2.6 EXCESO DE AIRE 37 4.2.7 COMPRESOR 39 4.2.8 EXPANSOR 39 4.2.9 OTROS EQUIPOS 40 4.2.10 CALCULO DE EXERGÍAS 40 4.3 MODELO DE COSTOS EXERGÉTICOS 41 4.4 MODELO DE COSTOS TERMOECONÓMICOS 44 4.4.1 VALOR DEL COMBUSTIBLE 46 4.4.2 VALOR DE LA INVERSIÓN 47 4.4.3 CALCULO DEL VECTOR Z 47
5. MANEJO DEL MODELO 49
5.1 INGRESO DE INFORMACIÓN 50 5.1.1 INFORMACIÓN OPERATIVA 50 5.1.2 COMPOSICIÓN DEL COMBUSTIBLE 50 5.1.3 INFORMACIÓN CONDICIONES AMBIENTALES 50 5.1.4 INFORMACIÓN ECONÓMICA 51 5.2 CALCULO 51 5.3 MODIFICACIONES DEL MODELO 52 5.4 REVISIÓN DE RESULTADOS 53 5.4.1 VENTANA DE SOLUCIÓN 54
5.4.2 VENTANA DE ARREGLOS 54
6. PRESENTACIÓN DE RESULTADOS 56
6.1 RESULTADOS GENERALES 56 6.1.1 CONDICIONES DE OPERACIÓN. 56 6.1.2 COSTO $/KWH 59 6.1.3 EMISIONES DE CO2 60 6.1.4 VECTOR DIAGNOSTICO 61 6.1.5 COSTOS EXERGÉTICOS Y TERMOECONÓMICOS RUTA GASES COMBUSTIÓN. 63 6.1.6 COSTOS EXERGÉTICOS Y TERMOECONÓMICOS FLUJO VAPOR 64 6.2 ANÁLISIS PARAMETRICO 65 6.2.1 PÉRDIDA DE EFICIENCIA EVHP U1 65 6.2.2 VARIACIÓN EFICIENCIA ISENTRÓPICA TURBINA ALTA PRESIÓN. 66 6.2.3 VARIACIÓN EFICIENCIA ISENTRÓPICA TURBINA BAJA PRESIÓN. 67 6.2.4 TEMPERATURA ENTRADA AL COMPRESOR. 67 6.2.5 TEMPERATURA DE SALIDA DEL COMPRESOR 68 6.2.6 TEMPERATURA DE SALIDA DE GASES DE LA TURBINA 70 6.2.7 TEMPERATURA DE SALIDA DE LA TURBINA DE BAJA PRESIÓN 71 6.2.8 VARIACIÓN DE LA POTENCIA TOTAL 72 6.3 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO 73 6.3.1 REFRIGERACIÓN DEL AIRE DE ENTRADA DEL COMPRESOR UNIDAD UNO 73 6.3.2 INSPECCIÓN DEL COMBUSTOR DE LA UNIDAD UNO 74
7. PROPUESTA PARA UN SISTEMA DE DIAGNOSTICO TERMOECONÓMICO 75
8. CONCLUSIONES 79
BIBLIOGRAFÍA 82
ANEXO 1. LISTADO DE EQUIPOS 87
ANEXO 2. LISTADO DE FLUJOS 88
ANEXO 3. CODIGO FUENTE 91
LISTA DE FIGURAS Figura 1. Vista panorámica central La Sierra.................................................................................... 21 Figura 2. Esquema turbina de gas .................................................................................................... 22 Figura 3. Turbina de vapor de tres etapas modelo GE STAG207A................................................. 23 Figura 4. Calderas recuperadoras de calor (HRSG)......................................................................... 24 Figura 5. Diagrama general............................................................................................................... 30 Figura 6. Numeración de equipos y flujos unidad uno...................................................................... 30 Figura 7. Numeración de equipos y flujos unidad dos ...................................................................... 31 Figura 8. Numeración equipos y flujos en las calderas HRSG1 y HRSG2....................................... 32 Figura 9. Numeración de equipos y flujos turbina de vapor.............................................................. 33 Figura 10. Ventana principal ............................................................................................................ 49 Figura 11. Condiciones ambientales................................................................................................. 50 Figura 12. Información económica................................................................................................... 51 Figura 13. Ventana de ecuaciones ................................................................................................... 52 Figura 14. Ventana de ecuaciones con formato. .............................................................................. 53 Figura 15. Ventana de solución......................................................................................................... 54 Figura 16. Ventana de arreglos......................................................................................................... 55 Figura 17. Costo $/kWh..................................................................................................................... 59 Figura 18. Emisiones CO2 ................................................................................................................ 60 Figura 19. Vector diagnóstico............................................................................................................ 62 Figura 20. Perdida eficiencia en EVHP U1 respecto a la condición normal del EVHP U2............... 65 Figura 21. Variación eficiencia HPST ............................................................................................... 66 Figura 22. Variación eficiencia LPST ................................................................................................ 67 Figura 23. Variación del costo $/kWh con la temperatura de entrada al compresor ........................ 68 Figura 24. Variación del costo $/kWh con la temperatura de descarga del compresor ................... 69 Figura 25. Variación del costo $/kWh con la temperatura de salida de los gases de combustión... 70 Figura 26. Aumento del costo vs. T. salida vapor en la turbina de baja presión .............................. 71 Figura 27. Variación potencia total.................................................................................................... 72 Figura 28. Variación del costo con la eficiencia del combustor ........................................................ 74 Figura 29. Sistema de diagnostico termoeconómico. ...................................................................... 75
LISTA DE TABLAS Tabla 1. Ecuaciones de costo exergético unidades gas.....................................................42 Tabla 2. Ecuaciones de costo exergético calderas ............................................................42 Tabla 3. Ecuaciones costo exergético unidad de vapor .....................................................43 Tabla 4. Ecuaciones de costo termoeconómico unidades gas...........................................44 Tabla 5. Ecuaciones de costo termoeconómico calderas ..................................................45 Tabla 6. Ecuaciones costo termoeconómico unidad de vapor ...........................................46 Tabla 7. Porcentajes distribución vector Z..........................................................................48 Tabla 8. Costos ruta gases de combustión. .......................................................................63 Tabla 9. Costos ruta flujo de vapor.....................................................................................64 Tabla 10. Señales unidades de gas. ..................................................................................76 Tabla 11. Señales calderas de recuperación. ....................................................................77 Tabla 12. Señales turbina de vapor....................................................................................77
GLOSARIO A[nxm] Matriz de incidencia A[mxm] Matriz de costos m Número flujos de un sistema n Número de equipos de un sistema B[m] Vector exergías Bp[n] Vector de productos Bf[n] Vector de recursos Bd[n] Vector exergías destruidas CE[m] Vector costo exergético CT[m] Vector de costos termoeconómicos kWh Kilovatio hora Costo exergético Exergía necesaria para producir una unidad de exergía Costo exergoeconómico Valor monetario de un flujo de exergía Costo termoeconómico Valor monetario del costo exergético de un flujo Exergía: Energía disponible en un sistema o volumen de control IGV Inlet Guide Vanes IP Intermediate Pressure HP High Pressure LP Low Pressure VAE Valor anual equivalente
RESUMEN
Este documento presenta el modelo termodinámico y termoeconómico de la central
termoeléctrica La Sierra. Esta es una central de ciclo combinado con capacidad máxima
de 460 MW perteneciente a Empresas Públicas de Medellín. La central consta de dos
unidades de gas de 150 MW, dos unidades recuperadoras de calor y una turbina de
vapor de 160 MW. Se realiza la descripción de las principales características de la central,
el desarrollo de los modelos termodinámico, exergético y termoeconómico. Se indica
como se utiliza la aplicación desarrollada y la forma de consultar los resultados.
Igualmente se presentan algunos de los resultados generados por el modelo, su
interpretación y aplicación práctica. Con este modelo se puede realizar la simulación de
la operación de la central en distintas condiciones y consultar el estado de cada una de
sus variables desde valores termodinámicos y el costo de cada uno de sus flujos hasta el
costo de generación total de la planta. Se muestra como se puede utilizar el modelo para
realizar algunos análisis de tipo paramétrico y su implicación práctica para la toma de
decisiones de operación, mantenimiento y optimización. El modelo permite especificar
distintas condiciones de operación tales como la composición del combustible, la carga de
las turbinas de gas y las condiciones ambientales. Entre los resultados importantes se
encuentran el costo del kWh, la eficiencia de la central, el valor y consumo del
combustible y la cantidad de CO2 generado por MWh.
PALABRAS CLAVES: CENTRAL TÉRMICA; CICLO COMBINADO; CO2; COSTO EXERGETICO; COSTO TERMOECONOMICO; GENERADOR DE VAPOR; HEAT RATE; HRSG; RECUPERADOR DE CALOR; SIERRA; TERMOECONOMIA; TURBINA DE GAS; TURBINA DE VAPOR; VECTOR DIAGNOSTICO
INTRODUCCIÓN
En este trabajo se presentan los modelos termodinámicos, exergéticos y
termoeconomicos desarrollados para la central termoeléctrica La Sierra de Empresas
Públicas de Medellín E. S. P. El objetivo de este modelo consiste en suministrar una
herramienta que permita calcular los distintos costos de la central y su aplicación al
diagnostico de la misma. El producto central de este trabajo es el sistema de información
que implementa los modelos aquí presentados.
Se presentan los antecedentes de este trabajo. El software comercial, la descripción de la
planta. La estructura del modelo construido y su manejo. Igualmente se incluye el
resultado de los cálculos obtenidos con el modelo los cuales son consistentes con el
desempeño real de la planta. Se establecen las bases para construir una herramienta que
incorpore estos modelos y que permita con posterioridad el diagnostico exergético de la
central.
Este trabajo esta basado principalmente en los conceptos de costos exergéticos,
termoeconomicos y exergoeconómicos, tal como fueron presentados por el profesor
Antonio Valero en el documento “A general theory of exergy saving”. El énfasis de este
trabajo esta en la aplicación práctica de la teoría termoeconómica en un caso real. Sin
embargo no se pretende reproducir en este texto los fundamentos y conceptos de esta
teoría. Los mismos pueden ser consultados en las fuentes suministradas en la
bibliografía.
El valor principal del este trabajo consiste en la aplicación práctica de la teoría de los
costes exergético y termoeconómico. Con este trabajo se espera demostrar que aun
cuando la termoeconomía se presenta como un tema complejo y algo abstracto su
aplicación es práctica, concreta y rentable. El valor principal de este trabajo es su
aplicación práctica en la central térmica La Sierra.
1. ANTECEDENTES
El-Sayed y Evans (1970), introducen el concepto de termoeconomía, donde se asignan
costos a las ineficiencias de un sistema. Tsatsaronis (1985) propone el análisis
exegoeconómico de las plantas de conversión de energía. Valero (1986) propone la teoría
del Costo Exergético.
Torres (1991) presenta en su tesis doctoral una formalización de los fundamentos de la
Teoría del Coste Exergético en términos de la Exergoeconomía Simbólica con la cual
pretende sentar las bases matemáticas de la termoeconomía. Demuestra mediante la
teoría de la optimización termoeconómica que los costes unitarios de la Teoría del Coste
Exergético coinciden con los costes marginales del Análisis Termoeconómico Funcional.
Presenta la aplicación de la Exergoeconomía simbólica a la simulación de sistemas
térmicos, teoría de las perturbaciones, simulación de un ciclo de vapor y al análisis de una
planta de cogeneración.
Miranda (1996), Presidente de Elcogas, y la fundación CIRCE presentan el desarrollo del
sistema TDG para el Diagnostico Termoeconómico de la planta de Puertollano de
ELCOGAS y el sistema IGCCPO para la simulación de la planta completa. El sistema de
diagnostico TDG incorpora módulos para adquisición, tratamiento y almacenamiento de
datos buscando utilizar toda la información disponible en la planta, establece conexiones
con un modelo de estado de referencia y con el estado real del sistema, contiene un
modelo productivo de la planta y un modulo de calculo de costes exergéticos. El sistema
IGCCPO contiene programas para el cálculo de propiedades termodinámicas, modelos de
equipos individuales, modelos de simulación de la planta completa, análisis de redes de
intercambiadores de calor, gestión de datos y presentación de resultados. Este sistema
suministra el estado de referencia de la planta.
Arena y Borchiellini (1999) presentan un ejemplo de análisis termoeconómico de una
planta de ciclo combinado situada en Turín, norte de Italia, se utilizó modelo matemático
modular construido con la herramienta Simulink. La planta consta de dos unidades. Cada
unidad tiene dos turbinas de gas, dos HRSG y una turbina de vapor. El análisis
termoeconómico compara cuatro estructuras productivas para la misma configuración de
la planta: 1) Estructura productiva solo con flujos exergéticos. 2) Estructura productiva con
flujos de exergía y negentropia. 3) Estructura productiva con flujos térmicos, mecánicos,
exergía química y negentropia. 4) Estructura productiva con flujos térmicos, mecánicos,
exergía química y negentropia separando los componentes del sistema físico en
componentes funcionales. En todos los casos se obtiene el mismo costo para el producto
del sistema. Se obtienen reglas que indican en que condiciones se puede emplear cada
estructura.
Erlach, Serra y Valero (1999), proponen la Teoría Estructural de la termoeconomía como
una formulación matemática estándar para todas las demás metodologías termo
económicas que pueden ser expresadas por ecuaciones lineales. La teoría del Costo
Exergético (ETC), el enfoque AVCO, el Análisis Funcional Termoeconómico (TFA), el
enfoque LIFO; se pueden expresar mediante la Teoría Estructural.
Correas (2001), presenta una formulación detallada del problema del diagnostico aplicada
a sistemas térmicos, propone un modelo de diagnostico para una central de ciclo
combinado, el tratamiento que se debe dar a los datos y análisis de resultados. Su
enfoque de diagnostico se basa en la Teoría Estructural de la termoeconomía.
Verkhivker et al (2001), plantea el mejoramiento del desempeño de dispositivos
generadores y consumidores de energía durante su diseño y operación mediante la
combinación del análisis de exergía y económico. Muestra su aplicación al caso de una
planta nuclear, en la cual se calcula el coeficiente de desempeño del sistema (SCOP).
Valdés (2001) et al, presenta la optimización de un generador de vapor (HRSG) de un
ciclo combinado de una turbina de gas mediante la utilización del método de coeficientes
de influencia y el método de Newton Raphson. Se optimiza la distribución del área de la
caldera entre sus distintos componentes mediante la técnica propuesta.
Attala et al (2001), muestra un método de optimización termoeconómica como
herramienta de diseño para plantas de ciclo combinado el cual es verificado con
información de General Electric en sus instalaciones de Nuovo Pignone. La función
objetivo consiste en la minimización de los costos de inversión, operación, mantenimiento
y administración para plantas de ciclo combinado en función de parámetros
termodinámicos y geométricos. El estudio de optimización termoeconómica presentado
aquí no parece tener en cuenta el cálculo de exergías y asignación de costos exergéticos.
Franco y Russo (2002), aplican la optimización termoeconómica para el caso de un
generador de vapor (HRSG) como alternativa al método del “PINCH POINT” y
demuestran que se puede obtener un aumento de la eficiencia cercano al 60% con un
aumento de la superficie y una disminución de la diferencia mínima de temperatura.
Tsatsaronis y Park, (2002), indican que para evaluar el desempeño termodinámico y
efectividad de los sistemas térmicos, así como para estimar el potencial de mejora
siempre es útil conocer la parte de la destrucción de exergía que se puede evitar y el
costo de inversión que se puede evitar. Se trata la forma como se pueden estimar la
destrucción de exergía y costos de inversión evitables para compresores, turbinas,
intercambiadores de calor y cámaras de combustión.
Torres et al (2002), En un primer documento, se refieren al diagnostico termoeconómico
de sistemas energéticos complejos como la forma más desarrollada de aplicación del
análisis termoeconómico. Se aplica para diagnosticar las causas de consumo adicional de
combustible debido a la ineficiencia de los componentes en una planta operando en
estado estable. Se presenta un nuevo método basado en la teoría estructural y la
termoeconomía simbólica e introduce los conceptos de: mal función intrínseca, mal
función inducida y disfunción. En un segundo documento presentan la aplicación de esta
nueva metodología en la planta Escucha de 160 MW situada en Aragón, España. Ver
Valero, Lerch, Serra, Royo (2002).
Traverso y Massardo (2002), utilizan un método de análisis termoeconómico directo para
evaluar tres ciclos diferentes STIG (Steam Injected Gas Turbina), RWI (Regenerated
Water Injected) y HAT (Humid Air Turbine).
Kwak et al (2003), presentan un análisis exergético y termoeconómico realizado sobre
una planta de ciclo combinado de 500 MW. En este análisis se aplican leyes de
conservación de masa y energía, balances de exergía y costo exergético para cada
componente del sistema y el sistema total. El modelo exergoeconómico representa la
estructura productiva del sistema, se utiliza para observar el proceso de formación de
costos y la interacción productiva entre sus componentes. Según los autores, el método
utilizado es similar al sugerido por Lozano y Valero pero más versátil y se pueden manejar
plantas de cualquier complejidad; mientras que el método SPECO propuesto por
Tsatsaronis requiere supuestos auxiliares para estimar los costos de producción.
Mirandola y Stoppato (2003), sugiere un enfoque paso a paso para optimizar plantas de
conversión de energía: Análisis de energía (Primera Ley), Análisis de exergía, Análisis
Termoeconómico, Evaluaciones micro económicas, Evaluación de impacto ambiental,
Análisis de emergía. Se toma como caso de estudio la planta de cogeneración de Torino –
Norte de Italia.
Giannantoni et al (2005), señala que en el diseño de sistemas de conversión de energía
se deben considerar varios aspectos complejos que van desde las consideraciones
energéticas a las evaluaciones económicas, beneficios sociales y requerimientos
ambientales. En el caso presentado (Cogeneración en Torino, norte de Italia) se
implementan los siguientes pasos en forma secuencial: 1. Análisis energético
(conservación de masa y energía). 2. Análisis exergético (Disipación de exergía). 3.
Análisis termoeconómico (Proceso de generación de costos). 4, Evaluación ambiental. 5.
Evaluación económica. En la parte ambiental se menciona el concepto de “emergy” como
la cantidad total de exergía de un solo tipo que es requerida para un producto dado.
Verda (2004), propone un enfoque completo para el diagnostico termoeconómico. El
procedimiento inicialmente desarrollado para la localización de anomalías se extiende
para incluir los ahorros obtenidos cuando dichas anomalías son removidas. El diagnostico
se realiza mediante un modelo termoeconómico del sistema que corresponde a la planta
sin anomalías. Los efectos inducidos por las anomalías se remueven progresivamente.
Los efectos directos de las anomalías en los componentes donde ocurren se llaman mal
funciones intrínsecas. Para evaluar el efecto de una anomalía intrínseca se le asignan
sus efectos inducidos.
Valero et al (2004), en el articulo titulado “On the thermoeconomic approach to the
diagnosis of energy system malfunctions. Part 1: the TADEUS problem.”, intentan proveer
una base común para la aplicación de la termoeconomía para identificar mal funciones y
evaluar sus efectos sobre el desempeño global de la planta. Se revisan los aspectos
principales al realizar un diagnostico de las mal funciones de un sistema energético
utilizando la termoeconomía. Se propone un ciclo combinado como caso de prueba: El
problema TADEUS. En un segundo artículo se profundiza en la forma de interpretar y
analizar los índices y variables termo económicas: “Part 2: Malfunctions definitions and
assessment”.
Valero, Correas, Lazzaretto (2004) et al, presentan los objetivos del diagnostico
termoeconómico. En el documento se hace un recuento de la historia del desarrollo del
diagnostico termoeconómico y se comentan varios casos teóricos (CGAM, TADEUS)
utilizados como casos de prueba para los distintos enfoques.
Verda, Serra y Valero (2004), examinan los efectos del sistema de control en la
propagación de mal funciones y la forma de tratarlos mediante el uso de la teoría
estructural termoeconómica. Se distingue el uso del término disfunción, el cual se
presenta cuando un componente aumenta su producción sin cambiar su eficiencia. El
propósito del documento consiste en explicar como se pueden eliminar los efectos del
sistema de control con el fin hacer evidente las anomalías reales que causan las mal
funciones.
Verda, Serra Y Valero (2005), presentan un compendio de los avances de los tres años
anteriores relacionados con las técnicas de diagnostico termoeconómico en dos
documentos: “Thermoeconomic Diagnosis: Zooming strategy Applied to Highly Complex
Energy Systems”. El primer documento se refiere a la detección y localización de
anomalías. El segundo trata sobre la selección de la estructura productiva.
Zaleta et al (2004), presenta una metodología de diagnostico para sistemas de generación
de potencia para detectar y evaluar el origen de las mal funciones y la ilustra mediante su
aplicación al problema TADEUS. La metodología se basa en la comparación de dos
condiciones operativas: la condición operativa de prueba (TOP) que muestra las
condiciones reales y la condición operativa de referencia (ROP) basada en modelos de
simulación.
Toffolo y Lazzaretto (2004), establece la dificultad de determinar la causa real de una mal
función debido a la propagación de sus efectos sobre el sistema. Se propone un nuevo
indicador basado en la alteración de la curva característica del componente que presenta
la anomalía. Para la presentación de la metodología se utiliza el problema TADEUS.
Reini y Taccani (2004), revisan la definición de la estructura productiva y la formula del
impacto en el combustible y se presenta como ejemplo su aplicación al problema
TADEUS.
Vieira, Donatelli y Cruz (2005), describen un enfoque integrado para la optimización
exergoeconómica de sistemas térmicos y su aplicación al problema CGAM para lo cual se
utiliza un simulador comercial y una interfaz en Excel con macros y subrutinas escritos en
Visual Basic para aplicaciones.
Verda (2006), se analiza la información que puede ser obtenida con diferentes niveles de
precisión en el problema del diagnostico termoeconómico. Se consideran tres niveles: 1)
Comparación de las condiciones operativas y de referencia. 2) Eliminación de los efectos
debidos al sistema de control. 3) Eliminación de los efectos inducidos en los
componentes. Este esquema de diagnostico se aplica al problema TADEUS.
Zhang et al (2006), presentan un método de análisis de costo termoeconómico (Costo
exergético mejorado) aplicado a una central térmica de carbón pulverizado localizada en
Yiyang de la provincia Hunan (China). Concluye como resultado que el costo específico
irreversible es un mejor indicador que el costo exergético unitario al representar el
desempeño productivo de un componente.
Paulus, Tsatsaronis (2006), apunta que la metodología para establecer las ecuaciones
auxiliares que requieren los modelos termoeconomicos para minimizar el costo por unidad
de exergía ha sido establecida con anterioridad por Lazaretto y Tsatsaronis. Sin embargo
cuando se trata de maximizar la utilidad con base en el precio del producto los modelos
termoeconomicos requieren un conjunto diferente de ecuaciones auxiliares. El
documento plantea la forma como pueden establecerse estas ecuaciones auxiliares y se
establece el concepto de ventas especificas (“specific revenues”).
2. CONCEPTOS BASICOS DE TERMOECONOMIA
El término termoeconomía implica la combinación de los conceptos de la termodinámica
y economía. Un sistema energético es una red compleja de procesos en los cuales
intervienen flujos de masa y la energía. La comparación de alternativas de diseño desde
el punto de vista energético no necesariamente conduce a seleccionar la mejor alternativa
en términos económicos. En estos procesos se requiere un balance entre la eficiencia
energética y el costo económico. Según, Torres (1991), “El objeto de la termoeconomía es
sentar las bases teóricas para una ciencia del ahorro de energía, buscando criterios
generales que permitan evaluar la eficiencia de sus procesos y el coste de sus productos,
en sistemas con un consumo intensivo de energía”.
En termoeconomía, Valero (1986), se utiliza el concepto de exergía (“Energía disponible”)
como base para calcular el costo, debido a que este concepto tiene en cuenta tanto la
cantidad de energía disponible como su calidad; características estas, que no están
presentes en las mediciones de eficiencia e irreversibilidad. La variable más relevante,
desde el punto de vista de formación del costo, es el costo exergético, que informa sobre
la cantidad de exergía necesaria para producir un flujo.
La termoeconomía se puede utilizar como una herramienta para el diseño y optimización
de sistemas, para el análisis y diagnostico de sistemas existentes, como herramienta para
la evaluación costo beneficio de acciones de mantenimiento o mejoramiento, como
herramienta para el cálculo y asignación de costos en sistemas energéticos complejos.
Como herramienta de diagnostico la termoeconomía se puede utilizar para determinar la
presencia de anomalías, su ubicación y posibles causas. Para esto se requiere un sistema
de monitoreo y análisis de la planta implementado mediante un sistema de computación.
El estado de un sistema consiste en los valores que toman las variables que muestran
como esta el sistema. Para realizar el diagnostico se compara el estado real con respecto
a un estado de referencia que corresponde al comportamiento ideal del sistema en las
mismas condiciones ambientales o de frontera del sistema real respecto de temperatura,
presión, humedad, calidad de combustible e iguales cargas eléctricas y térmicas.
Una anomalía constituye un cambio o irregularidad en el comportamiento de un
componente que causa variaciones locales y globales en el desempeño del sistema. La
disminución de la eficiencia implica un mayor consumo de recursos y aumento del costo.
Aunque el aumento de la eficiencia si bien se considera positivo, debe tomarse con
cautela puesto que puede deberse a condiciones de mayor esfuerzo del sistema, lo que
en última instancia puede conducir a fallas del sistema, suspensión de la operación y
acortamiento de su vida útil.
Observar un cambio en las condiciones de operación de un elemento no significa
necesariamente que este sea la fuente del cambio o causa primaria. Para identificar la
causa primaria o conjunto de causas se requiere un entendimiento basado en el
conocimiento y la experiencia. El conocimiento se obtiene de la comprensión de los
componentes, relaciones y principios del sistema organizados en un modelo matemático
que permite la representación y simulación de la operación del sistema para unas
condiciones dadas. La experiencia se traduce como un conocimiento experto derivado de
la observación y vivencia del día a día y que es susceptible de formalizarse en una serie
de reglas prácticas pero sin una formulación matemática rigurosa.
El mejoramiento de la eficiencia es el objetivo común lo cual implica identificar las
desviaciones de eficiencia y la determinación de sus causas. Aunque un sistema de
monitoreo proporciona grandes cantidades de información un sistema efectivo debe
convertirla a un formato que permita tomar decisiones en los distintos niveles.
En sistemas térmicos este costo no es fácil de obtener debido a la complejidad de los
procesos y es en este aspecto donde la teoría del costo termoeconómico aclara el
panorama. En esencia la teoría del costo termoeconómico permite asignarle un valor
monetario a cada uno de los flujos que circulan por un sistema térmico incluyendo sus
productos finales. Para expresarlo en términos simples, el costo termoeconómico de un
flujo es su valor monetario por unidad de tiempo. Este valor se obtiene teniendo en cuenta
el valor de los insumos utilizados, el costo de operación, administración, mantenimiento y
la recuperación de la inversión con una tasa de descuento que corresponde al costo del
capital empleado sobre la vida útil del sistema.
En un sistema energético dado, cuando se conocen los costos económicos de cada uno
de sus flujos se pueden tomar decisiones con respecto al diseño, al mantenimiento y a la
operación del sistema con una racionalidad económica que permita maximizar el
beneficio.
El análisis termoeconómico parte del supuesto de que se conoce la topología del sistema
y los valores termodinámicos de las propiedades de todos los flujos. Es decir, se conoce
la exergía de cada flujo, la cual es la energía utilizable en cada flujo.
Los pasos para elaborar un estudio termoeconómico se puede plantear de esta manera:
1. Elaborar un modelo termodinámico que permita calcular la exergía B de cada uno de
los n flujos.
2. Elaborar la matriz de incidencia A de dimensiones (n x m) correspondiente al sistema.
Siendo n el número de equipos y m el número de flujos. Este paso permite calcular el
vector diagnostico Bd que contiene la exergía destruida en cada equipo. Bd = AB. El cual
ya es un resultado importante.
3. Aplicar las proposiciones F-P para cada uno de los equipos del sistema y obtener las
(n – m) ecuaciones complementarias. Para completar así un sistema A de (n x n). La
matriz así obtenida se llama matriz de costos.
4. Hallar los costos exergéticos (CE) del sistema. Resolviendo el sistema: A(CE) = Y.
5. Hallar los costos termoeconomicos (CT) del sistema. Resolviendo el sistema A(CT) = -Z
6. Elaborar análisis paramétricos y estudios comparativos con los modelos obtenidos.
7. Establecer recomendaciones y tomar decisiones.
Un tratamiento detallado de la teoría termoeconómica se puede consultar en Valero
(1986), Torres (1991) y Serra (1994).
3. DESCRIPCIÓN DE LA PLANTA
La Central termoeléctrica La Sierra esta ubicada en el corregimiento de La Sierra,
Municipio de Puerto Nare, en Antioquia, Colombia, en la orilla izquierda del río Magdalena
a 128 m.s.n.m. La capacidad máxima de la planta es de 480 MW distribuidos así: 150MW
en las turbinas de gas y 180 MWh en las turbinas de vapor. La planta puede funcionar con
gas natural como combustible principal o con fuel oil grado número 2 como combustible
de respaldo.
Figura 1. Vista panorámica central La Sierra
Fuente: Empresas Públicas de Medellín E.S.P.
La planta funciona en ciclo combinado en configuración STAG 207FA la cual consta de
tres unidades generadoras: dos turbinas de gas y una turbina de vapor. La turbina de
vapor funciona con el vapor generado a partir del aprovechamiento del calor de los gases
de combustión de las turbinas de gas. Este calor se recupera mediante dos calderas,
llamadas “HRSG”, por sus siglas en ingles “Heat Recovery Steam Generator”. El término
ciclo combinado se refiere a la combinación del ciclo Bryton de las turbinas de gas con el
ciclo Rankine de las turbinas de vapor.
Los equipos principales de la central son: dos turbinas de gas, dos calderas
recuperadoras de vapor, una turbina de vapor y condensador.
Las dos turbinas de gas marca General Electric serie PG7231FA tienen una capacidad
nominal de 168 MW, su capacidad con derateo es de 151 MW, su velocidad de giro es de
3600 r.p.m. y su frecuencia es de 60 Hz y su longitud es de 19.5 metros. Poseen un
sistema de combustión bajo en óxidos de nitrógeno tipo “Dry Low NOx”. En el compresor
no se utiliza interenfriamiento.
Figura 2. Esquema turbina de gas Fuente: Empresas Públicas de Medellín E.S.P.
Esta turbina cuenta con 18 etapas de compresión, 14 cámaras de combustión y
refrigeración con aire en el expansor. El aire a la entrada del compresor es filtrado y su
cantidad es regulada por alabes móviles “IGV”. Su temperatura máxima de llama es de
2420 °F. Y permite un flujo de aproximadamente de 3’600.000 libras de aire por hora. La
temperatura de salida de los gases de la turbina es de 1117 °F y se mide mediante un
conjunto de 27 termocuplas distribuidas en la salida del expansor. Se utiliza un sistema
cerrado de agua-glicol para enfriar el aceite de lubricación de la turbina y a su vez se
emplean radiadores de aire para extraer el calor del agua del sistema de refrigeración. La
refrigeración de los generadores de las turbinas de gas se realiza mediante hidrogeno, el
cual también es refrigerado por el sistema cerrado de agua.
La turbina de vapor tiene capacidad nominal de 181 MW, 3600 r.p.m., consta de tres
etapas (HP, IP, LP) de presión, doble flujo y descarga vertical hacia abajo. No se utilizan
extracciones de vapor intermedias, con la excepción de que una pequeña parte del vapor
se utiliza para el sistema de sellos cuando la turbina esta en operación. Cada una de las
etapas de la turbina es impulsada respectivamente por las etapas de las calderas de
vapor. En las etapas de HP se utiliza vapor con una presión de 1837 psia y 1052 °F; en
IP, 352 psia y 1051°F; y en LP, 61 psia y 586°F.
Figura 3. Turbina de vapor de tres etapas modelo GE STAG207A
Fuente: Empresas Públicas de Medellín E.S.P.
Se cuenta con una planta de vapor auxiliar para el sistema de sellos durante el arranque
de la turbina. El vapor de salida de la etapa de alta de alta presión es conducido
nuevamente a la caldera de recuperación para ser recalentado. Allí se une con el vapor
que proviene de los supercalentadores de presión intermedia, pasa por varias secciones
de recalentamiento y es reinyectado nuevamente la etapa de presión intermedia de la
turbina. El vapor de salida de la etapa de presión intermedia se une con el vapor de salida
del supercalentador de baja presión y se utiliza para impulsar la etapa de baja presión de
la turbina.
Mediante dos calderas recuperadores de vapor (HRSG) marca Samsung se genera vapor
de agua con tres presiones: Baja (LP), Intermedia (IP) y Alta (HP). En las últimas etapas
de presión intermedia se dispone de recalentadores para el vapor que proviene de la
salida de la sección de alta presión de la turbina de vapor. No se dispone de quemadores
en las calderas por lo cual se requiere de la operación de las turbinas de gas para
producir vapor.
Figura 4. Calderas recuperadoras de calor (HRSG) Fuente: Empresas Públicas de Medellín E.S.P.
El flujo de los gases de combustión es horizontal en contra flujo, a través de las
secciones verticales de intercambiadores de calor. Cada caldera consta de 17 secciones
de intercambiadores de calor. El agua de alimentación fluye de los economizadores a los
evaporadores y luego a los supercalentadores. La transferencia de calor ocurre por
convección en secciones de los tubos verticales con aletas en espiral. Los flujos de vapor
de alta presión y presión intermedia son atemperados antes de ingresar en su última
etapa en la caldera. El atemperamiento es la inyección de agua en el flujo de vapor con el
fin de controlar su temperatura de salida antes de ingresar en la turbina de vapor. El agua
para atemperar se extrae del evaporador de baja presión. La presión necesaria para el
funcionamiento se obtiene de una bomba de alimentación (“Feed Water Pump”) con dos
secciones respectivamente para alta presión y presión intermedia.
Se utiliza un condensador marca Alstom de tipo “back presure” cuyas funciones
principales consisten en condensar el vapor de agua, mantener la presión de vació para
garantizar la eficiencia de la turbina de vapor y desairear el condensado. La parte inferior
del condensador es llamada “hot well” y es el sitio donde se colecta el condensado. El
término “back presure” se refiere a que la presión se trata de mantener al mínimo con el
fin de obtener la mayor cantidad de trabajo en la turbina de vapor. El condensador opera a
una temperatura de 98.1°F y de 46 mmHg de presión. La capacidad del condensador es
de 1’106507 libras de condensado por hora. Consta de 15132 tubos de aproximadamente
10 m de longitud que ofrecen una superficie de intercambio es de 11164 m2. El flujo del
agua de circulación para enfriamiento se obtiene mediante un sistema de captación de
agua del rió Magdalena con capacidad de aproximadamente 10 m3/s.
Adicionalmente la planta cuenta con equipos auxiliares: Transformador elevador principal
trifásico 18kV/230kV; Interruptor principal con corriente nominal de 9000 amperios,
subestación, una planta de tratamiento de agua desmineralizada con capacidad de 5 litros
por segundo con tanque de almacenamiento de 1900m3; sistema de medición y suministro
de gas natural; sistema de suministro de combustible líquido; y sistemas eléctricos,
mecánicos, de protección, medida, instrumentación y control.
4. DESARROLLO DEL MODELO TERMOECONÓMICO
En este capitulo se presentan algunas convenciones respecto a la terminología empleada,
la selección de la herramienta de desarrollo para la aplicación, la topología del sistema y
los modelos termodinámico, exergético y termoeconómico.
Para la construcción del modelo se tienen en cuenta los equipos principales que
conforman la central y se establece la siguiente nomenclatura:
Unidad de gas (GT): Generador (GEGT) Compresor (Comp) Combustor (Comb) Expansor (Exp) Calderas recuperadoras de vapor (HRSG) HP significa alta presión. IP significa presión intermedia. LP significa baja presión. Tres economizadores (ECHP1, ECHP2, ECHP3) Un evaporador (EVHP) Cuatro supercalentadores (SHHP11, SHHP12, SHHP13, SHHP2) Bomba de alimentación de agua (FWHP) Un economizador (ECIP) Un evaporador (EVIP) Un supercalentador (SHLP) Tres recalentadores (RHIP11, RHIP12, RHIP2) Bomba de alimentación de agua (FWIP) Un economizador (ECLP) Un evaporador (EVLP) Un supercalentador (SHLP) Unidad de vapor (ST): Generador (GEST) Etapa presión intermedia (IPST) Etapa baja presión (LPST) Condensador (Cond) Tres bombas de agua de condensado (PumpCond) Tres bombas de agua de circulación (PumpCirc)
4.1 SELECCIÓN HERRAMIENTA DE DESARROLLO
La selección de la herramienta de desarrollo del sistema fue uno de las primeras
decisiones requeridas. El software seleccionado debía cumplir las siguientes condiciones:
a) Incluir funciones para el cálculo de las propiedades de los fluidos.
b) La utilización de una interfaz gráfica para la visualización del sistema y la presentación
de resultados.
c) Permitir leer y escribir información de archivos en formato texto. Con el fin de
intercambiar información con otros sistemas.
d) Permitir solucionar sistemas de ecuaciones no lineales y sistemas matriciales.
e) Bajo costo.
f) Permitir la programabilidad de las funciones y la interactividad con los usuarios.
g) Ser entendible y mantenible.
Entre los candidatos evaluados se tuvieron en cuenta los siguientes:
GateCycle, CCycle, Excel con Visual Basic, Visual Basic, Fortran, MS C++, Builder C++ y
EES.
Los programas GateCycle de General Electric Energy, el programa CCYCLE de Power
Software Associates permiten construir modelos de centrales térmicas utilizando bloques
constructivos correspondientes a los distintos equipos, tales como turbinas de gas,
turbinas de vapor, intercambiadores de calor, generadores. Los bloques se conectan entre
sí y se establecen sus propiedades. Se puede consultar los valores de las propiedades de
los flujos y se pueden enviar a libros de Excel. El principal inconveniente de estos
sistemas es su costo alto y su falta de programabilidad debido a que no puede adecuar
las interfaces del sistema ni programar el cálculo de nuevas funciones. Lo anterior se
debe hacer utilizando otra herramientas de desarrollo y construir interfaces que lean los
Porcentajes de distribución de costos para el vector Z
Cada uno de los porcentajes se multiplica por los costos totales Z total:
Año
InversiónonAmortizaci MWh
CAE Z =
Año
AnualAOM MWh
AOM Z =
AOMónAmortizaciTotal Z Z Z +=
5. MANEJO DEL MODELO
Figura 10. Ventana principal
En la ventana principal se muestran los principales bloques de la central. En el lado
izquierdo están de arriba hacia abajo la unidad uno de gas, la unidad dos de gas y la
unidad tres de vapor. En el centro de arriba hacia abajo esta la caldera de recuperación
de vapor uno (HRSG1) y la caldera de recuperación de vapor dos (HRSG2). Al lado
derecho de arriba hacia abajo se presentan los cuadros de condiciones ambientales,
índices de operación de la central y cuadros de información económica. Pulsando una vez
el apuntador sobre una de los bloques se puede abrir una nueva ventana que muestra en
mayor detalle el bloque respectivo. Se puede regresar a la ventana principal pulsando el
botón que se encuentra en la parte inferior izquierda de cada ventana.
5.1 INGRESO DE INFORMACIÓN
En el modelo se puede ingresar información operativa, condiciones ambientales,
composición del combustible e información económica por medio de la interfaz del
usuario:
5.1.1 Información operativa
Potencia neta de la unidad uno
Potencia neta de la unidad dos
5.1.2 Composición del combustible
5.1.3 Información condiciones ambientales
Figura 11. Condiciones ambientales
Temperatura ambiente
Presión atmosférica
Humedad relativa
Temperatura del agua del río
5.1.4 Información económica
Figura 12. Información económica.
Precio MBTU
Tasa de cambio dólar
Inversión en dólares
Costos AOM
Tasa de descuento
Horas por año de operación
Años de inversión
5.2 CALCULO
Una vez que se han ingresado o modificado la información de entrada se ejecuta el
modelo presionando el botón calcular en la ventana principal o la tecla
F2.
5.3 MODIFICACIONES DEL MODELO
Para modificar el modelo se requiere tener la licencia profesional del EES y se requiere
conocer la forma en la cual esta construido. Siempre antes de hacer un cambio se debe
guardar una copia de la versión con el fin de poder restablecer el sistema en caso de que
los cambios realizados no operen correctamente.
Igualmente antes de efectuar los cambios se debe revisar el modelo con respecto al
posible cambio, determinar que variables se ven afectadas y en cuantos lugares. Para
revisar el modelo se pueden utilizar dos ventanas: La ventana de ecuaciones (“Equation
window”). La cual se puede llamar mediante la combinación de teclas CTRL + E y la
ventana de ecuaciones con formato (“Formatted equation window”) que se puede llamar
mediante la combinación de teclas CTRL + F.
Cada vez que se realiza un cambio se genera una nueva versión del sistema. Así mismo
se debe indicar la razón del cambio en un control de versiones.
Una vez que los cambios estén realizados se debe compilar nuevamente el modelo para
generar un nuevo archivo ejecutable que puede ser distribuido con independencia de la
licencia de desarrollo.
El modelo se puede revisar en la ventana de ecuaciones y en la ventana de ecuaciones
con formato.
Figura 13. Ventana de ecuaciones
Figura 14. Ventana de ecuaciones con formato.
Estas ventanas se llaman respectivamente con la siguiente combinación de teclas:
Ventana de ecuaciones: CTRL + E
Ventana de ecuaciones con formato: CTRL + F
5.4 REVISIÓN DE RESULTADOS
Los resultados de ejecutar el modelo se pueden revisar de varias formas:
Información mostrada directamente en las ventanas del sistema, Información presentada
en la ventana de arreglos (“Arrays window”). Información presentada en la ventana de
solución (“Solution window”).
5.4.1 Ventana de solución
Para presentar esta ventana se utiliza la combinación de teclas CTRL + U. En esta
ventana se presenta información sobre variables que no corresponden a arreglos.
Figura 15. Ventana de solución
5.4.2 Ventana de arreglos
Para presentar esta ventana se utiliza la combinación de teclas CTRL + Y. En esta
ventana se presenta toda la información que se encuentra en variables que corresponden
a arreglos tales como exergía B, costo termoeconómico CT, temperatura T para
mencionar algunas.
Figura 16. Ventana de arreglos
Esta ventana consta de 20 columnas de las cuales las primeras 13 columnas
corresponden a información de flujos. El número del flujo se indica en el encabezado de la
fila. Las siguientes columnas corresponden a información de equipos. El nombre del
equipo se presenta en la columna 14 y el número del equipo corresponde al encabezado
de la fila.
6. PRESENTACIÓN DE RESULTADOS
En esta parte se presentan los principales resultados obtenidos mediante el empleo del
modelo termoeconómico para un conjunto de condiciones dadas. Se elaboran varios
casos de análisis paramétrico que sirven como ejemplos de aplicación práctica y
finalmente se explica la forma como se podría conducir el análisis costo beneficio de una
acción correctiva.
6.1 RESULTADOS GENERALES
Se presenta los principales resultados obtenidos a partir del modelo termoeconómico para
las siguientes condiciones:
6.1.1 Condiciones de operación. Las condiciones bajo las cuales se obtuvieron los resultados son las siguientes:
Potencia de salida de las turbinas de gas: 150 MW Potencia total de salida: 462 MW Composición combustible: Gas natural (100% metano) Temperatura ambiente: 82ºF (27.78ºC) Presión ambiental: 14.48 psia. Humedad relativa del aire: 81%. Temperatura del agua de enfriamiento: 76.7ºF (24.83ºC) Horas operación por año: 1752 horas Inversión total: 250.000.000 USD Costos AOM : 2.000.000 USD/Año Tasa descuento: 11% anual Horizonte inversión 25 años Valor del combustible: 3.5 USD/MBTU Tasa de cambio: 2 100 $/USD
El costo total del kWh es de $ 134 586 y esta compuesto por tres partes:
Como puede observarse la mayor parte del costo (63.57%) corresponde se debe a la
amortización o recuperación del capital invertido. El siguiente rubro es el valor del
combustible (36.42%) y por ultimo los costos de administración, operación y
mantenimiento. Puesto que tanto las centrales térmicas como las hidráulicas requieren
grandes inversiones se observa que el costo del combustible tiene gran incidencia en la
formación del costo y en la rentabilidad de la inversión. En Colombia, la mayor parte de la
generación de energía eléctrica se realiza mediante centrales hidroeléctricas, por lo cual
las centrales térmicas solo son despachadas por razones de restricciones, estabilidad y
seguridad del sistema interconectado nacional, en condiciones de racionamiento y por
último cuando se pronostica un intenso verano de larga duración. Este hecho hace que
las centrales térmicas no operen durante la mayor parte del año, lo cual reduce las horas
de operación al año y el periodo de recuperación deba extenderse. De aquí que se
considere que la central La Sierra puede operar 1752 horas al año y no alrededor de 8000
horas por año como ocurre en países donde el recurso hídrico es escaso.
La potencia total generada es de 461.2 MW distribuida así:
Unidad de gas uno: 150 MW Unidad de gas dos: 150 MW Unidad de vapor: 161.2 MW
La potencia generada por la unidad de vapor es aproximadamente el 53% de la potencia
generada por las dos unidades de gas y el 35% de la potencia total de la planta. Esta
situación es normal en las plantas de ciclo combinado donde se logra aumentar la
eficiencia del ciclo simple del 33% a más del 50% mediante la adición del ciclo de vapor.
El consumo de combustible es de 142932 (71466 x 2) libras de gas por hora para producir
461.2 MWh de energía. Visto de otra forma cada turbina de gas requiere de
aproximadamente 20 libras de gas por segundo para producir una potencia de 150 MW.
El valor del combustible utilizado por hora es de 22’ 607.937 pesos por hora. La eficiencia
total de la planta es del 51.16% y el “Heat Rate” es de 6.67 MBTU/MW.
Un hecho interesante de observar ocurre en la turbina de gas. La energía proveniente del
combustible más la energía proveniente del compresor en forma de aire comprimido es de
738.6 MW, de esta se transforma en trabajo 323.8 MW y el resto 414.8 MW sale en forma
de calor en los gases de escape. Lo cual indica que cerca del 56.16% de la energía queda
en los gases calientes. De los 323.8MW que se transforman en trabajo 172.3 MW (23.3%)
se emplean para accionar el compresor y el resto 151.5 MW (20.51%) se entregan al
generador.
El flujo de aire que circula por cada compresor es de 3’260.441 libras por hora en las
cuales están contenidas 62.136 libras de vapor de agua que corresponden a la humedad
relativa del 81%. La humedad promedio en el sitio de La Sierra es cercana a este valor y
por ello el modelamiento del sistema la tiene en cuenta. El flujo de los gases de
combustión es de 3’331.907 libras por hora corresponde a la suma del flujo de
combustible más el flujo de aire.
El flujo de agua en cada caldera recuperadora de calor (HRSG) es de 508859 libras por
hora, distribuidas así:
Flujo de baja presión: 66 547 libras-hora Flujo de presión intermedia: 63 780 libras-hora Flujo en el recalentador: 442 312 libras-hora Flujo de alta presión: 378 532 libras-hora
El mayor flujo en el recalentador se explica debido a que en el recalentador se agregan
los flujos del evaporador de presión intermedia y el “Cold Reheat” proveniente de la etapa
de alta presión de la turbina de vapor. Los equipos que recuperan la mayor cantidad de
calor son los evaporadores EVHP, EVIP, EVLP y los economizadores de baja y alta
presión ECHP1 y ECLP, en estos últimos el calor recuperado se debe al alto volumen de
agua que circula. No obstante lo anterior se observa que la mayor parte de la potencia de
los 161.2 MW generados en la turbina de vapor se produce en la etapa de baja presión:
Potencia generada en la etapa alta presión: 50.97 MW
Potencia generada en la etapa de presión media: 48.64 MW
Potencia generada en la etapa de baja presión: 63.18 MW
Esto es debido a que en ella fluye todo el flujo de vapor de las tres secciones de ambas
calderas recuperadoras de calor: 1’017.717 libras de vapor por hora. Para cerrar el ciclo,
se requieren 74’554.507 libras de agua por hora para extraer el calor del agua en el
condensador. Esto corresponde aproximadamente a un flujo de 9.5 metros cúbicos de
agua por segundo producido por las bombas de circulación que toman el agua del río
Magdalena.
6.1.2 Costo $/kWh
El costo de generación del kWh varía de acuerdo con la carga de la central. La causa
radica en que las turbinas alcanzan su máxima eficiencia en las condiciones de diseño.
y = -0.0234x + 59.74R2 = 0.9993
48.5
49
49.5
50
50.5
51
51.5
52
52.5
53
290 310 330 350 370 390 410 430 450 470
Carga (MW)
Cos
to ($
/kW
h)
Figura 17. Costo $/kWh
Cuando el punto de operación se aleja de las condiciones de diseño, la eficiencia
disminuye y por lo tanto aumenta el consumo de combustible necesario para generar
cada kilovatio. El costo unitario máximo ocurre cuando las unidades operan con su menor
capacidad. Para esto caso, ocurre en el mínimo técnico que es alrededor de 90 MW para
cada unidad de gas y 124 MW para la unidad de vapor. La diferencia en el costo del kWh
entre el mínimo técnico y la capacidad máxima es de 3.5 $/kWh. Esta diferencia para la
planta generando el mínimo técnico (310 MW) implica un gasto adicional de combustible
por valor de 1’085.000 $/hora. Esto indicaría que para generaciones cercanas al mínimo
técnico puede ser más apropiado generar con una sola turbina de gas y la unidad de
vapor.
6.1.3 Emisiones de CO2
La preocupación creciente por el calentamiento global hace que preste mayor atención a
la emisión de CO2 por parte de las centrales térmicas. La cantidad de CO2 generado por
MWh es diferente para cada combustible de acuerdo con su composición química.
0.30
0.35
0.40
0.45
0.50
0.55
0.60
290 310 330 350 370 390 410 430 450 470
Carga (MW)
CO
2 (T
on/M
Wh)
CH4 75-15-10 Fuel Oil
Figura 18. Emisiones CO2
En la gráfica se ilustran tres combustibles diferentes: gas natural compuesto por metano
puro (CH4) similar al extraído de la Guajira; gas natural compuesto por 75% de metano,
15 de etano y el 10% por propano, similar al extraído de Cusiana y combustible diesel
(Fuel Oil #2) cuya composición promedio corresponde al dodecano.
Se observa que al aumentar la potencia generada la cantidad de bióxido de carbono
producido por MWh disminuye. Esto se debe a que al aumentar la potencia generada
también lo hace la eficiencia de la central y se requiere menor cantidad de combustible
por MW.
La menor emisión observada corresponde 0.3857 toneladas de CO2/MWh utilizando gas
metano puro cuando la planta genera 460MW. La menor cantidad de CO2 se produce con
metano puro. Cuando se utiliza la mezcla 75-15-10 se aumenta la emisión de CO2 en un
6% con respecto al metano puro y con combustible diesel aumenta el 30%. Esta variación
se debe al menor poder calorífico de estos últimos.
6.1.4 Vector diagnostico
Este vector se llama así porque indica la exergía destruida en cada uno de los equipos. La
cantidad de exergía destruida en un equipo es un indicador de su eficiencia. La exergía
destruida aumenta como consecuencia de las irreversibilidades presentes en el equipo,
las cuales pueden ser debidas a variación del punto de operación, incrustaciones,
suciedad, fricciones, fallas en los aislamientos y otras condiciones que pueden
presentarse de acuerdo con el tipo de equipo. El vector diagnostico se representa
mediante el símbolo Bd. El vector diagnostico se obtiene al multiplicar la matriz de
incidencia del sistema por el vector de exergías de cada flujo:
[A]B = Bd Donde A es la matriz de incidencia (n x m) y B es el vector de exergías (m x 1).
Vector diagnóstico
-80 20 120 220 320 420 520 620
Compresor
Combustor
Expansor
SHHP2
RHIP2
SHHP13
RHIP12
RHIP11
SHHP12
SHHP11
EVHP
ECHP3
SHIP
SHLP
ECHP2
EVIP
ECHP
ECIP
EVLP
ECLP
FWHP
FWIP
Cond Pump
HPST
IP ST
LPST
Condensador
Equi
pos
Exergía (MWh)
Exergia entrada Exergía salida Exergía destruida
Figura 19. Vector diagnóstico
Se observa que los principales equipos en los cuales se destruye la mayor cantidad de
exergía son en orden descendente: el combustor, el expansor, la etapa de baja presión de
la turbina de vapor, el compresor, la etapa de presión intermedia de la turbina de vapor y
el condensador.
En el combustor se presenta la mayor destrucción de exergía. La causa principal es la
mezcla del combustible con aire más frió con el fin de reducir la temperatura de los gases
de combustión, la cual si excede ciertos limites conduce al daño de los componentes
internos de la turbina. El proceso de mezcla en sí mismo causa la generación de entropía
y la reducción de la temperatura disminuye la entalpía de la mezcla ambos. Lo cual
resulta en la destrucción de exergía. Este hecho no puede ser evitado, pero si se debe
controlar estableciendo un valor de referencia apropiado.
En el expansor de la turbina de gas, en las etapas de presión intermedia y baja presión de
la turbina de vapor ocurren los procesos simultáneos de mayor expansión y disminución
de la temperatura que producen destrucciones de exergía mayores e igualmente son las
secciones que producen la mayor potencia.
6.1.5 Costos exergéticos y termoeconómicos ruta gases combustión.
Tabla 8. Costos ruta gases de combustión.
Ruta Gases Combustión Número
Costo Exergético
Unitario Costo
Termoeconómico Combustible 1 1.000 5399 Aire 2 1.000 0 Aire comprimido 3 1.866 3458 Gas combustión 4 1.544 8859 Salida gases combustión 5 1.544 2386 Gas combustión 6 1.544 2203 Gas combustión 7 1.544 2142 Gas combustión 8 1.544 2023 Gas combustión 9 1.544 1923 Gas combustión 10 1.544 1756 Gas combustión 11 1.544 1616 Gas combustión 12 1.544 1478 Gas combustión 13 1.544 906 Gas combustión 14 1.544 864 Gas combustión 15 1.544 845 Gas combustión 16 1.544 818 Gas combustión 17 1.544 652 Gas combustión 18,19 1.544 526 Gas combustión 20,21 1.544 382 Gas combustión 22 1.544 259 Gas combustión 23 1.544 105
Se observa que el costo exergético unitario es máximo para el aire a la salida del
compresor. Esto es debido a que la mayor parte de la potencia producida en la turbina es
utilizada para el trabajo del compresor. Del compresor en adelante el costo exergético
unitario se mantiene constante. A partir de la salida del expansor hacia el exhosto de la
caldera recuperadora el costo termoeconómico de los gases de combustión disminuyen.
El costo termoeconómico o valor en dólares por hora para el combustible de entrada es
de 5399 dólares. El costo del aire comprimido se debe a que fue necesario utilizar gran
parte de la potencia de la turbina para mover el compresor. El mayor costo esta en los
gases de combustión a la entrada del expansor. Este mayor costo se debe a que se tiene
en cuenta el costo de la energía gastada en el compresor más la energía que aporta el
combustible.
6.1.6 Costos exergéticos y termoeconómicos flujo vapor Tabla 9. Costos ruta flujo de vapor.
El valor presente neto de $1 608’ 616 320 por año, sobre un periodo de 20 años con una
tasa del 11% corresponde a $ 12 809’ 939 571. Con una tasa de cambio de 2100 $/USD
se tiene un valor de 6’099 971 dólares.
Por lo tanto, el valor máximo que se podría pagar para adquirir un sistema de enfriamiento
que disminuya la temperatura del aire en el compresor 20 ºF es 6.1 millones de dólares en
total.
6.3.2 Inspección del combustor de la unidad uno
En las turbinas de gas se debe realizar inspecciones periódicas según el programa de
mantenimiento establecido por el fabricante. El programa establece que la inspección del
combustor se debe realizar cuando ocurra una de estas condiciones 8000 horas de
operación o 450 arranques. Su costo es aproximadamente 4’200 000 USD. En la gráfica
se ilustra la variación del costo kilovatio hora respecto al porcentaje de eficiencia del
combustor.
y = -0.3016x + 78.986R2 = 0.9968
48
49
50
51
52
53
54
55
56
80 85 90 95 100
Eficiencia combustor (%)
Cos
to ($
/kW
h)
Figura 28. Variación del costo con la eficiencia del combustor
La pendiente promedio indica que por cada punto de aumento en eficiencia el costo del
kWh disminuye 30.16 centavos, que corresponden a 243 millones pesos por año por
punto. ¿Cuantos puntos debe cambiar la eficiencia del combustor para justificar su costo
de inspección que se realiza cada 8000 horas y cuesta USD 4.2 millones? Supóngase
1752 horas año de operación, tasa de descuento 11%, tasa de cambio 2 100 $/USD.
Número años: 8 000/1 752 = 4.56 años.
Valor mantenimiento: $ 8 820’000 000 cuyo VAE corresponde a $ 2 559 millones/año
Aumento eficiencia requerido: $ 2 559/243 = 11 puntos.
Lo cual indica que se requiere una mejora en la eficiencia de al menos 11% para justificar
el mantenimiento.
7. PROPUESTA PARA UN SISTEMA DE DIAGNOSTICO TERMOECONÓMICO Una de las utilidades del modelo termoeconómico consiste en permitir realizar análisis
paramétricos de costos, según se mostró en la sección anterior. Debido a que el modelo
termoeconómico incluye el calculo de la exergía destruida en cada uno de los equipos y el
costo exergético esta relacionado directamente con esta, ambos se pueden utilizar como
una herramienta de diagnostico. El modelo de simulación proporciona un estado ideal de
referencia para varias condiciones de operación de la central. Por lo cual este puede ser
comparado con valores calculados a partir de mediciones reales del sistema en
operación. La desviación de los valores reales observados respecto a los valores ideales
del costo exergético y exergía destruida son indicaciones de mal funciones en los distintos
componentes. Estas desviaciones se pueden cuantificar en términos económicos y
mediante su comparación con el coste de la acción correctiva se puede tomar una
decisión al respecto teniendo en cuenta su relación costo beneficio.
Figura 29. Sistema de diagnostico termoeconómico. .
Estado de referencia
Sistema Monitoreo Estado real
Módulo de Cálculos
Termoeconómicos
Módulo de diagnostico
Información Histórica
Consignas de operación
Central La Sierra
El anterior esquema presenta una propuesta para un sistema de diagnostico en el cual se
indican sus partes principales.
Las figuras en color gris indican sistemas existentes en la central. Las líneas punteadas
indican que se deben mejorar algunas interfaces existentes para poder implementar este
sistema de diagnóstico.
El estado de referencia, en color amarillo, es suministrado por el modelo termoeconómico
presentado en este trabajo.
Las líneas de trazos indican interfaces que deben elaborarse. Los cuadros con trazos
indican módulos nuevos que deben construirse. Ambos requieren la conformación de un
equipo de trabajo bajo la modalidad de proyecto.
La información que debe llegar al modulo de cálculo termoeconómico es la siguiente:
Información de las unidades de gas:
Tabla 10. Señales unidades de gas.
Descripción Etiqueta U1 Etiqueta U2 Carga o Potencia Generada 1HR8273 2HR8273 Temperatura llama 1HR8343 2HR8343 Temperatura exhosto 1HR8359 2HR8359 Apertura IGV 1HR8221 2HR8221 Temperatura ambiente 1HR8238 2HR8238 Presión Ambiente AFPAP AFPAP Humedad Ambiente Temperatura suministro Gas 1_1TI0322 2_2TI0322 Flujo Combustible 1HR8404 2HR8404 Presión Descarga Compresor 1HR8217 2HR8217 Temperatura Descarga compresor 1HR8229 2HR8229 Porcentaje CO2 gases combustión 1_1AS6017J 2_2AS6017J
Información de las calderas recuperadoras:
Tabla 11. Señales calderas de recuperación.
Descripción Etiqueta U1 Etiqueta U2 Temperatura Domo HP Presión Domo HP CT6R_210PT1042MED CT7R_210PT2042MED Temperatura Domo IP Presión Domo IP CT6R_210PT1171MED CT7R_210PT2171MED Temperatura Domo LP Presión Domo LP CT6R_210PT1241MED CT7R_210PT2241MED Flujo Vapor SHHP2 (Cabezal HP1) CT6_441-FIT-1002 CT7_441-FIT-2002 Presión Vapor SHHP2 (Cabezal HP1) CT6R_441PIT1001MED CT7R_441PIT2001MED Temperatura Vapor SHHP2 (Cabezal HP1) CT6R_210TE1034MED CT7R_210TE2034MED Flujo Vapor RHHP2 (Cabezal HRH1) Presión Vapor RHHP2 (Cabezal HRH1) CT6-210-PT-1161 CT7-210-PT-2161 Temp Vapor RHHP2 (Cabezal HRH1) CT6R_210TE1164MED CT7R_210TE2164MED Flujo Vapor SHLP (Cabezal LP1) CT6_443-FIT-1002 CT7_443-FIT-2002 Presión Vapor SHLP (Cabezal LP1) CT6R_443PIT1001MED CT7R_443PIT2001MED Temp Vapor SHLP (Cabezal LP1) CT6_210-TE-1236 CT7_210-TE-2236
Información unidad de vapor: Tabla 12. Señales turbina de vapor.
Descripción Etiqueta Carga o potencia generada DWATT Flujo HP Temperatura vapor HP TT_IS1 Presión vapor HP IP_P Flujo IP Temperatura vapor IP TT_RHS Presión vapor IP HRHP_P Flujo LP Temperatura vapor LP TT_LPAS Presión vapor LP AP_P
Para implementar el modelo termoeconómico se debe conformar un equipo de trabajo que
deberá realizar las siguientes acciones:
Capacitación y conocimiento de los fundamentos de la teoría termoeconómica.
Apropiación y mejoramiento del modelo de simulación termodinámico y las herramientas
necesarias para su operación y mantenimiento. Transferencia de conocimiento.
Adecuar el sistema de adquisición de datos para el modelo termoeconómico, el cual
puede incluir creación de accesos a las bases de datos existentes, adquisición de nuevos
equipos de medida e instrumentación y desarrollo de nuevas interfaces. Lo anterior se
debe a que en algunos puntos de las calderas recuperadoras de vapor no se mide la
temperatura de los gases calientes, no se mide el flujo de aire que entra en la turbina de
gas. En la estación medidora del combustible que mide su composición y su poder
calorífico se almacena esta información; sin embargo, estas mediciones no están
disponibles en línea. No se tiene un dispositivo que permita leer el valor de la humedad
relativa del aire.
Completar la integración de sistemas de monitoreo y operación existentes, debido a que
todavía existen algunos problemas para la integración y almacenamiento histórico del
sistema de control del ciclo de gas con el sistema de ciclo combinado.
Analizar, diseñar y desarrollar los módulos de cálculo y diagnostico termoeconomicos a
partir de la información leída del sistema real.
Divulgación, motivación y apropiación de los principios y metodologías de la teoría
termoeconómica al interior de Empresas Públicas para propiciar su aplicación en la
evaluación de proyectos de nuevas centrales y proyectos de mejoramiento o
mantenimiento.
Estimación de los parámetros de los equipos de la central para mejorar la confiabilidad y
precisión del sistema de diagnostico termoeconómico. Lo cual implica que el equipo de
trabajo planeé, presupueste, coordine y ejecute mediciones o estudios sobre la central en
sus distintos componentes.
8. CONCLUSIONES
En este documento se muestra como el concepto de termoeconomía y sus aplicaciones
han evolucionado desde que el término fue propuesto por El-Sayed y Evans en 1970,
donde solo a partir del trabajo de A. Valero se logra una visión unificadora e integradora la
cual posibilita su aplicación ordenada a cualquier sistema térmico. De este momento en
adelante se suceden numerosos trabajos teóricos y prácticos que ejemplifican su utilidad.
Aun cuando se han propuesto metodologías para la utilización de la exergía como medida
de eficiencia y herramienta de diagnostico, solo la teoría del costo termoeconómico es
capaz de armonizar adecuadamente las variables termodinámicas con las económicas.
En el presente trabajo se muestra el modelo termodinámico de simulación de la central La
Sierra y se presentan los resultados obtenidos, los cuales son consistentes con los
valores reales que se observan en la central dentro del rango de validez del modelo, el
cual se encuentra entre 90 y 150 MW de generación para ambas turbinas de gas. El
modelo fue ampliado para incluir las ecuaciones que permiten definir el propósito
productivo de los sistemas y la diferenciación de sus flujos en recursos (Fuel) y productos
las cuales se obtuvieron mediante la aplicación de las proposiciones FP.
El mayor esfuerzo y principal aporte del presente trabajo consiste en realizar el desarrollo
del modelo termodinámico de la central La Sierra, el cual incluye el modelamiento de 53
equipos principales, 114 flujos, el levantamiento de su topología y las dificultades
existentes para la adquisición de información. El modelamiento adecuado requirió de 1754
ecuaciones y 1777 variables. La visión global de la planta que permite el sistema es otro
aporte puesto que los sistemas existentes permiten visualizar el detalle de la planta por
subsistemas desde un punto de vista operativo y de mantenimiento desde un punto de
vista técnico. El calculo de irreversibilidades permite indicar si el modelo esta bien
construido.
La disponibilidad de la información fue un factor limitante para la elaboración de los
modelos, esto se debe a varios factores: la central fue construida mediante contrato llave
en mano y muchos de sus detalles técnicos son información confidencial del fabricante.
La Sierra se construyo en dos etapas mediante la modalidad de contrato llave en mano, la
primera fue la construcción del ciclo simple y la segunda fue la construcción del ciclo de
vapor. No se dispone de medidas de todas las variables relevantes en los equipos y flujos
debido a que no se tienen medidores instalados en los puntos necesarios. Esto se debe a
complejidades técnicas de la instalación y el mantenimiento de dichos medidores y al
aumento del costo que suponen. No se tiene información disponible sobre detalles
constructivos de los equipos tales como composición de los metales, coeficientes de
conductividad térmica en las turbinas coeficientes de transferencia de calor y áreas de las
superficies de transferencia en los intercambiadores de calor. Tampoco se conocen las
eficiencias de diseño de equipos individuales ya que en los contratos se estipula eficiencia
global de la planta.
De este trabajo se obtienen conocimientos que se pueden aplicar en la simulación de los
sistemas térmicos de ciclo combinado. Se adquiere experiencia en la aplicación de la
teoría termoeconómica en sistemas reales. La mayoría de las aplicaciones se han
realizado sobre sistemas pequeños y o simplificados. En los cuales se asume que existe
un sistema que proporciona los valores de exergía de cada flujo y que los componentes
están modelados apropiadamente. Lo cual conduce a modelos pequeños que se
resuelven directamente mediante el planteamiento directo de las ecuaciones y sistemas
matriciales correspondientes calculados con valores estáticos. En este sistema cada
componente esta modelado y su comportamiento dependen de las respectivas
ecuaciones y condiciones donde los valores se calculan y presentan en forma dinámica.
Se muestra que el sistema se puede resolver en forma iterativa y no es necesario plantear
las matrices en forma explicita resolver el sistema. Se adquirieron conocimientos que
posibilitan la construcción de modelos termodinámicos en forma automática a partir de las
definiciones de los equipos, de los flujos y topología del sistema. En los cuales es
importante contar con funciones que suministren los valores de las propiedades
termodinámicas de los fluidos. Se adquirió experiencia en la aplicación de este tipo de
funciones puesto que no se deben aplicar sin antes ser verificadas.
En este sistema se integran los principales componentes de un sistema que posibilitan el
diagnostico termoeconómico: modelo de simulación termodinámico para distintas
condiciones operativas, calculo de exergías, calculo de costos exergéticos, calculo de
costos termo económicos, presentación y visualización de resultados.
El sistema permite el conocimiento de la estructura y operación de la central mediante la
simulación de distintas consignas de operación. El sistema se puede utilizar como una
herramienta de aprendizaje y evaluación de la operación del sistema para unas
condiciones dadas por personal no experto en temas termodinámicos.
Se permite realizar evaluaciones de impactos y alternativas sobre el costo cuando ocurren
distintas fallas de operación. Se posibilita el diagnostico y evaluación de la operación de la
central. Igualmente, la comparación de los valores de operación de una unidad permite
evaluar la operación de la otra unidad en forma mutua.
El sistema permite tener una visión integrada no técnica de la operación económica del
conjunto en forma global. La administración, operación, y mantenimiento de una central
térmica requiera la concurrencia en la participación de personal capacitado y
especializado en distintas disciplinas, tales como ingeniería mecánica, ingeniería química,
ingeniería eléctrica, instrumentación industrial, sistemas de control, etc. Así mismo se
tienen sistemas especializados para cada aspecto. Esto dificulta una visión de conjunto de
la planta como tal. El modelo implementado permite tener una visión integral de la
operación de la planta la cual es el resultado de su estado operativo y condiciones
económicas.
El presente trabajo es el primero en mostrar la aplicación práctica y beneficios de los
principios termoeconómicos en Empresas Públicas de Medellín. Como tal debe se debe
continuar con el desarrollo e implantación del sistema propuestos y con el mejoramiento
del modelo base con el fin de ampliar su precisión en la simulación de fallas. Se debe
mejorar e integrar y completar los distintos sistemas involucrados en la captura y
monitoreo de información para posibilitar la implantación de un sistema de diagnostico en
línea. Se requiere una recopilación más detallada y un análisis más sistemático de la
información con el fin de mejorar el modelo del sistema. Un primer paso en la asimilación,
apropiación y aplicación de las disciplinas termoeconómicas.
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ANEXO 1. LISTADO DE EQUIPOS
Número Abreviatura Nombre Unidad1 GEGT U1 Generador electrico Unidad uno2 Compresor U1 Compresor turbina de gas Unidad uno3 Combustor U1 Combustor turbina de gas Unidad uno4 Expansor U1 Expansor turbina de gas Unidad uno5 SHHP2 U1 Supercalentador de alta presión Unidad uno6 RHIP2 U1 Recalentador de presión intermedia Unidad uno7 SHHP13 U1 Supercalentador de alta presión Unidad uno8 RHIP12 U1 Recalentador de presión intermedia Unidad uno9 RHIP11 U1 Recalentador de presión intermedia Unidad uno10 SHHP12 U1 Supercalentador de alta presión Unidad uno11 SHHP11 U1 Supercalentador de alta presión Unidad uno12 EVHP U1 Evapòrador de alta presión Unidad uno13 ECHP3 U1 Economizador de alta presión Unidad uno14 SHIP U1 Supercalentador de presión intermedia Unidad uno15 SHLP U1 Supercalentador de baja presión Unidad uno16 ECHP2 U1 Economizador de alta presión Unidad uno17 EVIP U1 Evapòrador de presión intermedia Unidad uno18 ECHP U1 Economizador de alta presión Unidad uno19 ECIP U1 Economizador de presión intermedia Unidad uno20 EVLP U1 Evaporador de baja presión Unidad uno21 ECLP U1 Economizador de baja presión Unidad uno22 FWHP U1 Bomba de alimentación de alta presión Unidad uno23 FWIP U1 Bomba de alimentación de baja presión Unidad uno24 Cond Pump Bomba de condensado25 GEGT U2 Generador electrico Unidad dos26 Compresor U2 Compresor turbina de gas Unidad dos27 Combustor U2 Combustor turbina de gas Unidad dos28 Expansor U2 Expansor turbina de gas Unidad dos29 SHHP2 U2 Supercalentador de alta presión Unidad dos30 RHIP2 U2 Recalentador de presión intermedia Unidad dos31 SHHP13 U2 Supercalentador de alta presión Unidad dos32 RHIP12 U2 Recalentador de presión intermedia Unidad dos33 RHIP11 U2 Recalentador de presión intermedia Unidad dos34 SHHP12 U2 Supercalentador de alta presión Unidad dos35 SHHP11 U2 Supercalentador de alta presión Unidad dos36 EVHP U2 Evapòrador de alta presión Unidad dos37 ECHP3 U2 Economizador de alta presión Unidad dos38 SHIP U2 Supercalentador de presión intermedia Unidad dos39 SHLP U2 Supercalentador de baja presión Unidad dos40 ECHP2 U2 Economizador de alta presión Unidad dos41 EVIP U2 Evapòrador de presión intermedia Unidad dos42 ECHP1 U2 Economizador de alta presión Unidad dos43 ECIP U2 Economizador de presión intermedia Unidad dos44 EVLP U2 Evaporador de baja presión Unidad dos45 ECLP U2 Economizador de baja presión Unidad dos46 FWHP U2 Bomba de alimentación de alta presión Unidad dos47 FWIP U2 Bomba de alimentación de baja presión Unidad dos48 Circ Pump Bomba de agua de circulación Turbina vapor49 GEST Generador electrico turbina de vapor Turbina vapor50 HPST Etapa de alta presión turbina de vapor Turbina vapor51 IP ST Etapa de presión intermedia de la turbina de vapor Turbina vapor52 LPST Etapa de baja presión de la turbina de vapor Turbina vapor53 Cond Condensador Turbina vapor