TURBINAS UTILIZADAS EN LAS CENTRALES MAREMOTRICES

Los grupos Bulbo, como parte fundamental de las centrales maremotrices, no son más que
un tipo especial de turbina hélice, capaces de aprovechar saltos de pequeño desnivel, pero de
gran caudal. Estos grupos fueron concebidos en un principio para ser utilizados en cuencas fluviales
de grandes caudales; posteriormente han sido empleados también por las centrales maremotrices,
que como sabemos se caracterizan, por pequeñas alturas y grandes caudales.
El nacimiento oficial de estos grupos Bulbo, tiene lugar el 27 de diciembre de 1933, adquiriendo
el derecho de los mismos Arno Fisher, que en 1936 inaugura los dos primeros grupos de
Rostin, Fig IX.1, sobre el río Persante; la potencia de esta primera central era de 168 kW.

La ventaja de estos grupos, en los que el agua desliza axialmente, es muy superior a los tradicionales

de eje vertical.
En primer lugar, se produce una mejor distribución de velocidades del agua sobre las palas, lo
que permite disminuir el diámetro de las mismas, para una misma potencia en comparación con
las de eje vertical; se ha comprobado que para una caída y consumo dados se obtiene la misma
potencia, por ejemplo, con una rueda de 6,10 m de diámetro en deslizamiento axial, a una velocidad
de 87 rpm, que con una rueda Kaplan de 7 m girando a 71 rpm.



Otra ventaja la constituye la disminución de las pérdidas de carga, tanto a la entrada como
a la salida de la turbina lo que implica una mejora del rendimiento, presentando al tiempo mejores
condiciones a la cavitación, lo que origina una disminución del coste de la obra civil.

TURBINAS KAPLAN

TURBINAS DE HELICE (KAPLAN).
Este tipo de turbina de reacción es la contrapartida de la bomba de flujo axial, siendo muy semejantes los elementos rotativos.
El rodete, en forma de hélice naval, es la evolución lógica de la turbina Francis de flujo mixto hacia una máquina más rápida y de mayor capacidad de flujo.
Esta última consideración es importante por el hecho de que en una instalación hidroeléctrica hay que compensar la escasez de altura acrecentado el caudal.
La gama de alturas más usuales para este tipo de turbina abarca desde 10 ft a 120 ft, siendo 200 ft la altura máxima para máquinas pequeñas.
El despegue y la cavitación resultan inevitables en el interior de las turbinas de hélice que funcionan a velocidades muy altas, siendo el inicio de la cavitación lo que marca el límite máximo de la altura admisible.
Desgraciadamente, la curva potencia- rendimiento de una turbina de hélice con álabes fijos presenta un máximo muy acusado, lo que indica unas características de funcionamiento muy pobres a carga parcial.
El problema fue resuelto en los comienzos de 1920 por Víctor Kaplan, profesor en Checoslovaquia, que creó una turbina en la que el ángulo de los álabes se ajustaba automáticamente según la carga, estando el mecanismo de accionamiento en la ojiva y en el interior del árbol vertical.
Aunque la turbina Kaplan es mucho más costosa, la mejora de los resultados a carga parcial es tal, que la turbina con álabes fijos sólo se instala en emplazamientos donde la altura y la carga son constantes.
La instalación general no difiere grandemente de la que hemos visto para la turbina Francis. Los álabes directores comunican al agua una componente rotacional, a lo que sigue una desviación hacia la dirección del eje. Al acercarse al rodete, el movimiento del fluido se aproxima al de un vórtice espiral libre (vr=constante). La componente rotacional es absorbida por el rodete, con lo que la velocidad de salida es totalmente axial. El tubo de aspiración cumple la misma misión que en la turbina Francis y su forma es similar.
La turbina tipo bulbo o tubular constituye un interesante avance en el aprovechamiento de pequeñas alturas. Consta de un rodete de hélice con álabes fijos, o tipo Kaplan, colocado axialmente dentro de un corto conducto forzado; el generador va acoplado directamente al rodete y eswtá alojado en un bulbo inmerso en el flujo entrante. La entrada y la salida se han de diseñar de forma que sean mínimas las pérdidas de energía. Se calcula que la inversión que exige una instalación completa es un 40% que correspondería a la instalación Kaplan equivalente.

VIDEO FUNCIONAMIENTO HIDROELECTRICA ITAIPU

http://www.youtube.com/watch?v=9qhx6Y9u14g&feature=related

Turbina Francis

 

 

Rodete de una turbina Francis

Primitiva turbina Francis

La turbina Francis fue desarrollada por James B. Francis. Se trata de una turbomáquina motora a reacción y de flujo mixto.
Las turbinas Francis son turbinas hidráulicas que se pueden diseñar para un amplio rango de saltos y caudales, siendo capaces de operar en rangos de desnivel que van de los dos metros hasta varios cientos de metros. Esto, junto con su alta eficiencia, ha hecho que este tipo de turbina sea el más ampliamente usado en el mundo, principalmente para la producción de energía eléctrica mediante centrales hidroeléctricas.

 Desarrollo

Las norias y turbinas hidráulicas han sido usadas históricamente para accionar molinos de diversos tipos, aunque eran bastante ineficientes. En el siglo XIX las mejoras logradas en las turbinas hidráulicas permitieron que, allí donde se disponía de un salto de agua, pudiesen competir con la máquina de vapor.
En 1826 Benoit Fourneyron desarrolló una turbina de flujo externo de alta eficiencia (80%). El agua era dirigida tangencialmente a través del rodete de la turbina provocando su giro. Alrededor de 1820 Jean V. Poncelet diseñó una turbina de flujo interno que usaba los mismos principios, y S. B. Howd obtuvo en 1838 una patente en los EE.UU. para un diseño similar.
En 1848 James B. Francis mejoró estos diseños y desarrolló una turbina con el 90% de eficiencia. Aplicó principios y métodos de prueba científicos para producir la turbina más eficiente elaborada hasta la fecha. Más importante, sus métodos matemáticos y gráficos de cálculo mejoraron el nivel de desarrollo alcanzado (estado del arte) en lo referente al diseño e ingeniería de turbinas. Sus métodos analíticos permitieron diseños seguros de turbinas de alta eficiencia.

[ Partes

 Caja espiral

Tiene como función distribuir uniformemente el fluido en la entrada del rodete de una turbina

[] Predistribuidor

Tienen una función netamente estructural, para mantener la estructura de la caja espiral, tienen una forma hidrodinámica para minimizar las pérdidas hidráulicas.

[ Distribuidor

Es el nombre con que se conocen los álabes directores de la turbomáquina, su función es regular el caudal que entra en la turbina, a la vez de direccionar al fluido para mejorar el rendimiento de la máquina. Este recibe el nombre de distribuidor Fink.

[ Rotor

Es el corazón de la turbina, ya que aquí tiene lugar el intercambio de energía entre la máquina y el fluido, pueden tener diversas formas dependiendo del número de giros específico para el cual está diseñada la máquina.

[Tubo de aspiración

Es la salida de la turbina. Su función es darle continuidad al flujo y recuperar el salto perdido en las instalaciones que están por encima del nivel de agua a la salida. En general se construye en forma de difusor, para generar un efecto de aspiración, el cual recupera parte de la energía que no fuera entregada al rotor en su ausencia.

• 

  Álabes directores (en color amarillo) configurados para mínimo caudal (vista interior).
• 

  Álabes directores (en color amarillo) configurados para máximo caudal (vista interior).
• 

  Rodete de una turbina Francis, Presa Grand Coulee.
• 

  Espiral de entrada de una turbina Francis, Presa Grand Coulee.

[ Aplicaciones

Las grandes turbinas Francis se diseñan de forma individual para cada emplazamiento, a efectos de lograr la máxima eficiencia posible, habitualmente más del 90%. Son muy costosas de diseñar, fabricar e instalar, pero pueden funcionar durante décadas.
Además de para la producción de electricidad, pueden usarse para el bombeo y almacenamiento hidroeléctrico, donde un embalse superior se llena mediante la turbina (en este caso funcionando como bomba) durante los períodos de baja demanda eléctrica, y luego se usa como turbina para generar energía durante los períodos de alta demanda eléctrica.
Se fabrican microturbinas Francis baratas para la producción individual de energía para saltos mínimos de 52 metros.

 Ventajas y desventajas

[ Ventajas de la turbina Francis o también llamada VGR

• Su diseño hidrodinámico permite bajas perdidas hidráulicas, por lo cual se garantiza un alto rendimiento.
• Su diseño es robusto, de tal modo se obtienen décadas de uso bajo un costo de mantenimiento menor con respecto a otras turbinas.
• Junto a sus pequeñas dimensiones, con lo cual la turbina puede ser instalada en espacios con limitaciones física también permiten altas velocidades de giro.
• Junto a la tecnología y a nuevos materiales, las nuevas turbinas requieren cada vez menos mantenimiento.^[1]

[ Desventajas

• No es recomendado para altura mayores de 800 m, por las presiones existentes en los sellos de la turbina.
• Hay que controlar el comportamiento de la cavitación.
• No es la mejor opción para utilizar frente a grandes variaciones de caudal, por lo que se debe tratar de mantener un flujo de caudal constante previsto, antes de la instalación.^[2]

TURBINA PELTON

 La Turbina pelton tiene la peculiaridad de aprovechar solamente la energía cinética del fluido, pues no existe gradiente de presión entre la entrada y la salida de la máquina.
 La energía cinética del agua, en forma de chorro libre, se genera en una tobera colocada al final de la tubería a presión. La tobera está provista de una aguja de cierre para regular el gasto, constituyendo el conjunto el órgano de alimentación y de regulación de la turbina.

 Las turbinas Pelton aumentan la velocidad del fluido mediante esta tobera, produciendo un chorro de agua dirigido a gran velocidad hacia las paletas. Debido a la forma de éstas, el chorro gira en casi 180º, con lo cual se produce un cambio de momentum que se traspasa al eje.

 El material de los alabes debe resistir a la fatiga, a la corrosión y a la erosión. Cuando estas acciones son moderadas puede bastar la fundición de grafito laminar. Si las condiciones de trabajo son más drásticas debe recurrirse al acero, al carbono aliado con níquel (0.7 a 0.1)-molibdeno (0.3). Aceros con 13% de cromo y los aceros austeno-ferríticos (Cr 20, Ni 8, Mo 3) presentan una resistencia extraordinaria a la cavitación y la abrasión. El material del disco de la rueda es de acero fundido o forjado.

El número de alabes suele ser de 17 a 26 por rueda, dependiendo de la velocidad específica de la turbina. Para alta velocidad específica el número de alabes es menor. Para una rueda de un diámetro determinado por una carga y una velocidad de giro si la velocidad específica es alta, el gasto es grande, lo exige alabes mayores y, por lo tanto, caben menos en la misma periferia de la rueda.

    El espacio requerido por alabe suele estar entre 1.4 y 1.6 veces el diámetro del chorro.

Forma y dimensiones de los Alabes

    Los alabes de una rueda Pelton tienen la forma de doble cuchara, con una arista mediana donde se produce el ataque del chorro de agua. Las dimensiones del alabe son proporcionales al diámetro del chorro y éste a su vez es función del diámetro de la rueda y de la velocidad específica. El valor del diámetro del chorro está entre el 5% y el 12% aproximadamente del valor del diámetro de la rueda pelton.

Ataque del chorro al alabe

    Sería deseable que el ángulo que forman las caras interiores del alabe fuera cero, para evitar componentes de choque de la velocidad en la incidencia, sin embargo, esto no es posible, ya que se debilitaría demasiado la arista media, expuesta a la acción directa del chorro de agua y a los efectos no solo mecánicos sino de erosión y corrosión. Este ángulo es del orden de 20º según recomendación de los constructores. 

    A la salida, el ángulo del alabe está normalmente entre 8º y 12º en la parte media del alabe. Aquí es también conveniente tener un valor reducido del ángulo para disminuir el valor de la velocidad absoluta de salida y mejorar la utilización de la energía del agua, pero se presenta el peligro de recirculación y de choque del agua contra el extradós del alabe siguiente. Hay que dar salida al agua con la propia forma del borde de fuga. 

    Como la energía cinética del chorro de agua decrece con la distancia al orificio de salida, conviene colocar los inyectores lo más cerca posible del rodete, para lo cual se produce en los alabes una entalladura en la parte periférica, la que además impide que el agua salpique por el borde de la cuchara e incluso que la ataque por la parte posterior. En las ruedas de alta velocidad específica debe acentuarse el tamaño de la entalladura de los alabes, por ser el caudal relativamente más abundante.

CONCLUSIONES

Para regular la velocidad se puede colocar una válvula de compuerta en la tubería de llegada esto ajustaría la salida del agua a la demanda de energía, pero como todo tiene sus inconvenientes este caso no es la excepción ya que al hacer esto se desprecia mucha energía y como se reduce la carga en la boquilla del chiflón hay una perturbación de velocidad y esto reduce la eficiencia del motor a la que esta acoplada la rueda.

Otra manera de regular la velocidad es acoplando una válvula de aguja que esta longitudinalmente dentro del chiflón, cuando la aguja entra en la abertura de la boquilla va quedando un espacio menor a través de un chorro circular. Entonces la válvula de aguja varía la sección del chorro. El único problema que presenta esta válvula es que al cerrarse muy rápido la boquilla se pueden producir fuertes presiones dinámicas en la tubería cerrada. 

Componentes de una turbina Pelton.

Los componentes esenciales de una turbina Pelton, enumerados, dentro de lo posible y cuando corresponda, siguiendo la trayectoria del agua a través de la misma son (Fig. 6).

  
Fig. 6 - Componentes de una turbina Pelton de eje horizontal, con dos equipos de inyección.

A continuación hacemos una amplia descripción de cada uno de ellos.

Distribuidor de una turbina Pelton.

Está constituido por uno o varios equipos de inyección de agua. Cada uno de dichos equipos, formado por determinados elementos mecánicos, tiene como misión dirigir, convenientemente, un chorro de agua, cilíndrico y de sección uniforme, que se proyecta sobre el rodete, así como también, regular el caudal preciso que ha de fluir hacia dicho rodete, llegando a cortarlo totalmente cuando proceda (Fig. 7).

Fig. 7 - Esquema de un distribuidor.
Fig. 8 - Grupo accionado por turbina Pelton con dos rodetes.

El número de equipos de inyección, colocados circunferencialmente alrededor de un rodete, depende de la potencia y características del grupo, según las condiciones del salto de agua. Así mismo, se puede disponer de más de un rodete en el mismo eje, cada uno de ellos dotado del distribuidor apropiado (Fig. 8).

Hasta seis suelen ser los equipos que proyectan chorros de agua sobre un mismo rodete, derivando todos y cada uno de ellos de la tubería forzada. Dicho número de equipos de inyección, se instala en turbinas Pelton con eje vertical, siendo, normalmente, uno o dos inyectores los instalados cuando la disposición del eje es horizontal (Fig. 3, 6 y 9).

Fig. 9 – Turbina Pelton de eje horizontal, con un equipo de inyección.

Para mejor comprensión, describiremos los elementos que forman un solo equipo de inyección, mediante el cual se obtiene un chorro de agua. Estos elementos son:

Cámara de distribución.

Consiste en la prolongación de la tubería forzada, acoplada a ésta mediante brida de unión, posteriormente a la situación de la válvula de entrada a turbina, según la trayectoria normal del agua (Fig. 6). También se nombra cámara de inyectores.

Tiene como misión fundamental, conducir el caudal de agua. Igualmente, sirve de soporte a los demás mecanismos que integran el distribuidor (Fig. 10).

Fig. 10 – Cámara de distribución de una turbina Pelton.

Inyector.

Es el elemento mecánico destinado a dirigir y regular el chorro de agua. Está compuesto por:

¤ Tobera.

Se entiende como tal, una boquilla, normalmente con orificio de sección circular (puede tratarse de otra sección), de un diámetro aproximado entre 5 y 30 cm, instalada en la terminación de la cámara de distribución (Fig. 11).


Fig. 11 - Detalles de la tobera de una turbina Pelton.

Proyecta y dirige, tangencialmente hacia la periferia del rodete, el chorro de agua, de tal modo que la prolongación de éste forma un ángulo prácticamente de 90º con los imaginarios radios de aquel, en los sucesivos puntos de choque o incidencia del agua. Con lo últimamente expuesto se explica el concepto de turbina tangencial, del cual se hizo mención al iniciar el estudio de las turbinas Pelton.

¤ Aguja.

Está formada por un vástago situado concéntricamente en el interior del cuerpo de la tobera, guiado mediante cojinetes sobre los cuales tiene un libre movimiento de desplazamiento longitudinal en dos sentidos (Fig. 6).

Uno de los extremos del vástago, el orientado hacia el orificio de salida de la tobera, termina en forma esférico-cónica a modo de punzón, fácilmente recambiable, el cual regula el caudal de agua que fluye por la misma, de acuerdo con el mayor o menor grado de acercamiento hacia el orificio, llegando a cortar totalmente el paso de agua cuando se produce el asentamiento de dicho punzón sobre el mencionado orificio, según las circunstancias de funcionamiento del grupo (Fig. 11 y 12).

En el otro extremo (Fig. 10), están dispuestos mecanismos tales como un muelle de cierre de seguridad, que tiende a cerrar el orificio de tobera, presionando al punzón sobre el mismo, cuando la turbina está parada, o se pone fuera de servicio de manera brusca debido a un determinado defecto que afecte al grupo. También, sobre dicho extremo, actúan una serie de palancas o de servomecanismos, que regulan la posición del punzón, al que de ahora en adelante llamaremos aguja o válvula de aguja, según las órdenes recibidas del regulador de velocidad, al que nos referiremos más adelante.

Fig. 12 – Distintos aspectos de la aguja del inyector de una turbina Pelton. Detalle de punta de aguja erosionada.

¤ Deflector.

Es un dispositivo mecánico que, a modo de pala o pantalla, puede ser intercalado con mayor o menor incidencia en la trayectoria del chorro de agua, entre la tobera y el rodete, presentando la parte cóncava hacia el orificio de tobera (Fig. 11 y 13).

Fig. 13 – Representación esquemática de la actuación de un deflector. Distintas formas de acción sobre el chorro de agua.

Tiene como misión desviar, total o parcialmente según proceda, el caudal de agua, impidiendo el embalamiento del rodete al producirse un descenso repentino de la carga. Su intervención, evita variaciones bruscas de presión en la tubería forzada, al permitir una respuesta más lenta de la válvula de aguja, ante fuertes oscilaciones de carga..

La situación del deflector se controla con el regulador de velocidad; al igual que las distintas secciones de paso de agua por las toberas, al controlar las posiciones de la válvula de aguja. Oportunamente se ampliarán estas actuaciones.

Equipo de regulación de velocidad.

Está constituido por un conjunto de dispositivos electro-mecánicos, a base de servomecanismos, palancas y bielas. Su función, como veremos en el momento oportuno, es la de mantener constante la velocidad del grupo, a fin de que la frecuencia de la corriente generada tenga, en todas las circunstancias de carga, 50 períodos por segundo (p.p.s.). Este valor es general en toda Europa; sin embargo, en América del Norte y algunos países de Hispanoamérica, el valor normalizado es de 60 p.p.s

Rodete de una turbina Pelton.

Es la pieza clave donde se transforma la energía hidráulica del agua, en su forma cinética, en energía mecánica o, dicho de otra manera, en trabajo según la forma de movimiento de rotación. Esencialmente consta de los siguientes elementos

http://www.youtube.com/watch?v=-llzB_QjrzQ

http://www.youtube.com/watch?v=jhKGYEanq4M&feature=related

CENTRALES TERMOELÉCTRICAS CLÁSICAS

Se denominan centrales termoeléctricas clásicas o convencionales aquellas centrales que producen energía eléctrica a partir de la combustión de carbón, combustóleo o gas en una caldera diseñada al efecto. El apelativo de "clásicas" o "convencionales" sirve para diferenciarlas de otros tipos de centrales termoeléctricas (nucleares y solares, por ejemplo), las cuales generan electricidad a partir de un ciclo termodinámico, pero mediante fuentes energéticas distintas de los combustibles fósiles empleados en la producción de energía eléctrica desde hace décadas y, sobre todo, con tecnologías diferentes y mucho mas recientes que las de las centrales termoeléctricas clásicas.

Independientemente de cuál sea el combustible fósil que utilicen ( combustóleo, carbón o gas), el esquema de funcionamiento de todas las centrales termoeléctricas clásicas es prácticamente el mismo. Las únicas diferencias consisten en el distinto tratamiento previo que sufre el combustible antes de ser inyectado en la caldera y en el diseño de los quemadores de la misma, que varían según sea el tipo de combustible empleado.

Una central termoeléctrica clásica posee, dentro del propio recinto de la planta, sistemas de almacenamiento del combustible que utiliza (parque de carbón, depósitos de  combustóleo) para asegurar que se dispone permenentemente de una adecuada cantidad de éste. Si se trata de una central termoeléctrica de carbón  es previamente triturado en molinos pulverizadores hasta quedar convertido en un polvo muy fino para facilitar su combustión. De los molinos es enviado a la caldera de la central mediante chorro de aire precalentado.

Si es una central termoeléctrica de combustóleo, éste es precalentado para que fluidifique, siendo inyectado posteriormente en quemadores adecuados a este tipo de combustible.

Si es una central termoeléctrica de gas los quemadores están asimismo concebidos especialmente para quemar dicho combustible.

Hay, por último, centrales termoeléctricas clásicas cuyo diseño les permite quemar indistintamente combustibles fósiles diferentes (carbón o gas, carbón o combustóleo, etc.). Reciben el nombre de centrales termoeléctricas mixtas.

Una vez en la caldera, los quemadores provocan la combustión del carbón, combustóleo o gas, generando energía calorífica. Esta convierte a su vez, en vapor a alta temperatura el agua que circula por una extensa red formada por miles de tubos que tapizan las paredes de la caldera. Este vapor entre a gran presión en la turbina de la central, la cual consta de tres cuerpos -de alta, media y baja presión, respectivamente- unidos por un mismo eje.

En el primer cuerpo (alta presión) hay centenares de álabes o paletas de pequeño tamaño. El cuerpo a media presión posee asimismo centenares de álabes pero de mayor tamaño que los anteriores. El de baja presión, por último, tiene álabes aún más grandes que los precedentes. El objetivo de esta triple disposición es aprovechar al máximo la fuerza del vapor, ya que este va perdiendo presión progresivamente, por lo cual los álabes de la turbina se hacen de mayor tamaño cuando se pasa de un cuerpo a otro de la misma., Hay que advertir, por otro lado, que este vapor, antes de entrar en la turbina, ha de ser cuidadosamente deshumidificado. En caso contrario, las pequeñísimas gotas de agua en suspensión que transportaría serían lanzadas a granvelocidad contra los álabes, actuando como si fueran proyectiles y erosionando las paletas hasta dejarlas inservibles.

El vapor de agua a presión, por lo tanto, hace girar los álabes de la turbina generando energía mecánica. A su vez, el eje que une a los tres cuerpos de la turbina (de alta, media y baja presión) hace girar al mismo tiempo a un alternador unido a ella, produciendo así energía eléctrica. Esta es vertida a la red de transporte a alta tensión mediante la acción de un transformador.

Por su parte, el vapor -debilitada ya su presión- es enviado a unos condensadores. Allí es enfriado y convertido de nuevo en agua. Esta es conducida otra vez a los tubos que tapizan las paredes de la caldera, con lo cual el ciclo productivo puede volver a iniciarse.

Planta termoelectrica de ciclo combinado

Desde el final de la guerra civil se inició la

construcción de los saltos hidroeléctricos con la imagen de Franco siempre presente

en las inauguraciones, luego vino la época de las plantas de fuel-oil en los 60 y

primeros 70, después la de las nucleares que ocuparon los 70 y primeros 80 y

finalmente la de cogeneración con proyectos que se han ejecutado durante el final

del siglo(2). Parece que el inicio del siglo XXI estará marcado por los proyectos de

las centrales de gas en ciclo combinado. Con este nombre se conocen las

centrales que utilizan gas natural como combustible y que para generar

electricidad emplean la tradicional turbina de vapor y una turbina de gas

que aprovecha la energía de los gases de escape de la combustión. Con ello

se consiguen rendimientos termoeléctricos del orden del 55%, muy

superiores al de las plantas convencionales.

Definición

o    En la generación de energía eléctrica se denomina ciclo combinado a la coexistencia de dos ciclos termodinámicos en un mismo sistema, uno cuyo fluido de trabajo es vapor de agua y otro cuyo fluido de trabajo es un gas producto de una combustión.

o    El ciclo combinado se encuentra dentro de las denominadas tecnologías de cogeneración, en las que también se incluyen la cogeneración con turbina de vapor, con turbinas de gas, con motor alternativo y con microturbinas, entre otras.

o    De acuerdo con la definición que encontramos en el portal de la Unión Europea, la cogeneración es una técnica que permite producir calor y electricidad en un único proceso. El calor se presenta en forma de vapor de agua a alta presión o en forma de agua caliente.

Una central de cogeneración de electricidad-calor funciona con turbinas o motores de gas. El gas natural es la energía primaria más utilizada corrientemente para hacer funcionar las centrales de cogeneración. Pero también pueden utilizarse fuentes de energía renovables y residuos.

Al contrario de la central eléctrica tradicional, cuyos humos salen directamente por la chimenea, los gases de escape de la cogeneración son primero enfriados y transmiten su energía a un circuito de agua caliente/vapor. Los gases de escape enfriados pasan seguidamente por la chimenea.

Las centrales de cogeneración de electricidad-calor pueden alcanzar un rendimiento energético del orden del 90 %. El procedimiento es más ecológico que las centrales de petróleo o carbón, ya que durante la combustión el gas natural libera menos dióxido de carbono (CO2) y óxido de nitrógeno (NOX) que el petróleo o el carbón. El desarrollo de la cogeneración podría evitar la emisión de 127 millones de toneladas de CO2 en la UE en 2010 et de 258 millones de toneladas en 2020.

o    La cogeneración con ciclo combinado se caracteriza porque emplea una turbina de gas y una turbina de vapor. En este sistema los gases producidos en la combustión de la turbina de gas, se emplean para producir vapor a alta presión mediante una caldera de recuperación, para posteriormente alimentar la turbina de vapor, sea de contrapresión o extracción-condensación y producir por segunda vez energía eléctrica, utilizando el vapor a la salida de la turbina o de las extracciones para los procesos de que se trate.

Como funciona

plantas de ciclo combinado pueden ser de gas natural, fuel, o mixtas, aunque se prefiere el gas, porque es más limpio, no contiene azufre y produce menos CO2 para la misma energía producida. En cualquier caso, estas centrales funcionan mediante la unión de un ciclo térmico ordinario y una turbina.
En este sentido, el gas en combustión es el fluido que mueve directamente una turbina especial de alta velocidad, sin pasar por un circuito de vapor. La energía producida por los gases de salida de la turbina alimenta un circuito convencional de vapor, que mueve una segunda turbina. Otra alternativa es el ciclo combinado con gasificación integrada, donde se gasifica el carbón y, tras un tratamiento de los gases obtenidos, se quema en un proceso como el anterior.

Desventajas

Frente a la expansión de este tipo de centrales, los grupos ecologistas destacan que las emisiones contaminantes también crecen con ellas, en especial, el dióxido de carbono (CO2), que contribuyen al efecto invernadero, y los óxidos de nitrógeno (NOx) que generan lluvias ácidas.
Asimismo, recuerdan, estas centrales suelen ubicarse en las riberas de los ríos, para disponer de agua de refrigeración, y en zonas naturales poco pobladas, donde los terrenos son más baratos. Las consecuencias negativas por ello son diversas. Por un lado, además del consumo de agua en sí, elevan la temperatura del agua y el aire cercanos y cambiando así las condiciones naturales del entorno. Por otro lado, el emplazamiento en terrenos naturales impide el desarrollo de prácticas agrícolas, ganaderas o de turismo rural.

Ventajas

La eficiencia de estas centrales ha mejorado sensiblemente frente a sus predecesoras: Una térmica convencional difícilmente supera un 30% de rendimiento, mientras que las de ciclo combinado pueden alcanzar el 55%. Por ello, su efecto contaminante es también mucho menor: Su producción de CO2 por kilovatio (KW) y hora ronda los 350 gramos, frente a los 1.000 gramos por KW y hora de las térmicas que consumen carbón.
Gracias a esa eficiencia, las compañías eléctricas pueden recuperar antes el capital invertido en su construcción, por lo que suponen un buen negocio. Además, como permiten la utilización del gas natural como combustible, evitan así la dependencia exclusiva del petróleo.

Cuantas hay en el mundo

1215

En mexico

20

7 en el sur y 13 en el norte

En chihuahua son 2 : en el encino y en samalayuca

Sobre la tecnología de los ciclos combinados se recoge:

La apertura de los mercados ha tenido efectos positivos en la eficiencia energética. La presión competitiva ha llevado a las compañías de electricidad a producir de manera más eficaz, en particular, mediante inversiones tecnológicas (p.ej.: las centrales de ciclo combinado).

Con pérdidas medias de energía en la producción de electricidad del orden de un 66%, este sector dispone de un gran potencial. Utilizando la tecnología estándar sólo entre el 25% y el 60% de los combustibles utilizados se convierte en electricidad. Las centrales de ciclo combinado figuran actualmente entre las instalaciones más eficientes comparadas con las viejas centrales térmicas de combustible sólido, algunas de la cuales se pusieron en servicio en los años 50.

La liberalización de los mercados y la implantación de normas de emisión estrictas han supuesto un ahorro de combustible considerable para el sector europeo de la generación de electricidad. Muchas antiguas centrales ineficientes y superfluas se han retirado del mercado y en la mayoría de los casos han tomado el relevo las tecnologías de ciclo combinado, que son mucho más eficientes, pues se sitúan en rendimientos entre el 50% y el 60%.

En relación con la preparación del Plan de Acción sobre la Eficiencia Energética para 2006, habrá que dedicar especial atención a algunas cuestiones importantes, por ejemplo:

o    Asegurar que sólo se utilice en Europa la tecnología más eficiente de producción de electricidad (ciclo combinado): La tecnología más eficiente actualmente disponible da un rendimiento cercano al 60% y está fabricada principalmente por empresas europeas; sin embargo, los competidores de otras zonas del mundo ofrecen también una tecnología de ciclo combinado, con costes de inversión iniciales menos elevados, pero con una eficiencia energética muy inferior, que alcanza solamente el 40%. Así pues, es necesario reflexionar sobre las medidas que podrían tomarse para garantizar que la producción de electricidad en la UE mantiene un alto nivel de eficiencia.

TERMOELÉCTRICAS EN MÉXICO

Nombre de la central	Número de unidades	Fecha de entrada en operación	Capacidad efectiva instalada (MW)	Ubicación
Altamira	4	19-May-1976	800	Altamira, Tamaulipas
Benito Juárez (Samalayuca)	2	02-Abr-1985	316	Cd. Juárez, Chihuahua
Carlos Rodríguez Rivero (Guaymas II)	4	06-Dic-1973	484	Guaymas, Sonora
Felipe Carrillo Puerto (Valladolid)	2	05-Abr-1992	75	Valladolid, Yucatán
Francisco Pérez Ríos (Tula)	5	30-Jun-1991	1,606	Tula, Hidalgo
Francisco Villa	5	22-Nov-1964	300	Delicias, Chihuahua
Gral. Manuel Álvarez Moreno (Manzanillo I)	4	01-Sep-82	1,200	Manzanillo, Colima
Guadalupe Victoria (Lerdo)	2	18-Jun-1991	320	Lerdo, Durango
José Aceves Pozos (Mazatlán II)	3	13-Nov-1976	616	Mazatlán, Sinaloa
Juan de Dios Bátiz P. (Topolobampo)	3	12-Jun-1995	320	Ahome, Sinaloa
Lerma (Campeche)	4	09-Sep-1976	150	Campeche, Campeche
Manzanillo II	2	24-Jul-1989	700	Manzanillo, Colima
Mérida II	2	13-Dic-1981	168	Mérida, Yucatán
Pdte. Adolfo López Mateos (Tuxpan)	6	30-Jun-1991	2,100	Tuxpan, Veracruz
Pdte. Emilio Portes Gil (Río Bravo)	1	11-Jul-1964	300	Río Bravo, Tamaulipas
Poza Rica	3	04-Feb-1963	117	Tihuatlán, Veracruz
Presidente Juárez (Rosarito)	6	06-Mar-1964	320	Rosarito, Baja California
Puerto Libertad	4	01-Ago-1985	632	Pitiquito, Sonora
Punta Prieta II	3	01-Ago-1979	113	La Paz, Baja California Sur
Salamanca	4	19-Jun-1971	550	Salamanca, Guanajuato
Valle de México	3	01-Abr-1963	450	Acolman, México
Villa de Reyes	2	01-Nov-1986	700	Villa de Reyes, San Luis Potosí

Centrales fuera de servicio
Guaymas I	2	10-Ago-1962	0	Guaymas, Sonora
La Laguna	1	01-Dic-1967	0	Gómez Palacio, Durango
Monterrey	6	15-jul-65	0	San Nicolás de los Garza, N.L.
Nachi-Cocom	2	06-Jun-1962	0	Mérida, Yucatán
San Jerónimo	2	30-sep-60	0	Monterrey, Nuevo León

FUENTE:  COMISION FEDERAL DE ELECTRICIDAD.

VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE TERMOELECTRICAS

VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE TERMOELECTRICAS

Ventajas:

Son las centrales más baratas de construir (teniendo en cuenta el precio por megavatio instalado), especialmente las de carbón, debido a la simplicidad (comparativamente hablando) de construcción y la energía generada de forma masiva.

Las centrales de ciclo combinado de gas natural son mucho más eficientes (alcanzan el 50%) que una termoeléctrica convencional, aumentando la energía eléctrica generada (y por tanto, las ganancias) con la misma cantidad de combustible, y rebajando las emisiones citadas más arriba en un 20%, 0,35 kg de CO2, por kWh producido.

Inconvenientes:

El uso de combustibles fósiles genera emisiones de gases de efecto invernadero y de lluvia ácida a la atmósfera, junto a partículas volantes (en el caso del carbón) que pueden contener metales pesados.

Al ser los combustibles fósiles una fuente de energía finita, su uso está limitado a la duración de las reservas y/o su rentabilidad económica.

Sus emisiones térmicas y de vapor pueden alterar el microclima local.

Afectan negativamente a los ecosistemas fluviales debido a los vertidos de agua caliente en estos.

Su rendimiento (en muchos casos) es bajo (comparado con el rendimiento ideal), a pesar de haberse realizado grandes mejoras en la eficiencia (un 30-40% de la energía liberada en la combustión se convierte en electricidad, de media).

Plantas Termoeléctrica

Plantas Termoeléctrica

 

Una Central Termoeléctrica es una instalación en donde la energía mecánica que se necesita para mover el rotor del generador y, por tanto, obtener la energía eléctrica, se obtiene a partir del vapor formado al hervir el agua en una caldera. El vapor generado tiene una gran presión, y se hace llegar a las turbinas para que en su expansión sea capaz de mover los álabes de las mismas.
Una central termoeléctrica clásica se compone de una caldera y de una turbina que mueve el generador eléctrico. La caldera es el elemento fundamental y en ella se produce la combustión del carbón, fuel o gas.

Unidad 1
Plantas Termoeléctricas 

 Equipo 1

La metodologia a utilizar para adquirir el conocimiento de esta materia sera la siguiente:

• Libros
• Revistas
• Internet
• Videos
• Documentales
• Entrevistas