MARIO ANDRÉS PANTOJA ERASO JULIÁN RODRÍGUEZ OVIEDO

PROGRAMACIÓN DINÁMICA APLICADA AL DESPACHO ÓPTIMO DE CENTRALES TÉRMICAS MARIO ANDRÉS PANTOJA ERASO JULIÁN RODRÍGUEZ OVIEDO UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA DE PEREIRA FACULTAD DE INGENIERÍAS PROGRAMA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA PEREIRA 2008

PROGRAMACIÓN DINÁMICA APLICADA AL DESPACHO ÓPTIMO DE CENTRALES TÉRMICAS MARIO ANDRÉS PANTOJA ERASO JULIÁN RODRÍGUEZ OVIEDO Trabajo de grado presentado como requisito para optar al Título de Ingenieros Electricistas Director PhD. Ramón Alfonso Gallego Rendón Ingeniero Electricista UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA DE PEREIRA FACULTAD DE INGENIERÍAS PROGRAMA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA PEREIRA 2008

NOTA DE ACEPTACIÓN Firma del jurado Firma del jurado Pereira, marzo de 2008

DEDICATORIA MARIO PANTOJA E A Dios por mi existencia, y ser mi guía en la vida, acompañándome siempre, y brindarme todas las oportunidades para ser una mejor persona cada día. A mis Padres y Hermana, por incondicional durante toda mi vida. brindarme su amor, educación y apoyo A toda mi familia que siempre estuvo conmigo colaborándome constantemente, impulsándome con positivismo para seguir adelante siempre. gracias Tíos JULIÁN RODRÍGUEZ Dedico este documento a mi madre Ernestina Oviedo, a mi padre Julio Rodríguez, a mis hermanos Alejandra Rodríguez, Germán Rodríguez, Esmeralda Culma y en especial a mi amor Sandra, por todo el esfuerzo que han hecho en estos años como estudiante.

AGRADECIMIENTOS MARIO PANTOJA E Agradezco a Dios que me dio todas las capacidades y facultades físicas e intelectuales para desarrollar con éxito mi proceso educativo. A mis amados padres; Piedad Cecilia Eraso B y Franco Lucio Pantoja por creer en mí, darme seguridad y enseñarme de que nada es imposible. A mis inigualables tíos; Nelly, Javier, Milton, Fabián, Lucha y Luís Alfonso por ser mis ángeles guardianes durante toda mi vida. A mi Hermana, Daeisy E Pantoja Eraso que es lo que más amo y que me ha brindado su apoyo incondicional siempre. A mis amigos; Diego F Parra, Andrés Londoño, John J Hoyos, Felipe Valencia, Harold H Hernández, Víctor Vélez, Julián Rodríguez, Galo Patiño, Horacio Torres, Jimmy Romero, Santiago Gómez, Lucas P Pérez, Paula Chavarriaga, Carolina Jiménez, a mi primo Jhon Jairo B y a mi adorada flaquita Janet Cifuentes por compartir conmigo estos años tan maravillosos en la universidad. JULIÁN RODRÍGUEZ Agradezco a mis compañeros de la universidad por la dedicación, por los buenos momentos y por cada uno de los aportes que me valieron en todo este camino de vida universitaria y como olvidar a cada una de las familias de mis compañeros, que me abrieron las puertas de sus casas para cumplir con todos los objetivos propuestos en esta senda, y a los forjadores de este conocimiento adquirido. MARIO Y JULIÁN A los Ingenieros PhD Ramón Alfonso Gallego y al Msc Jhon Freddy Franco por su calidad humana y valiosa colaboración en la asesoría de este trabajo. Y a la Universidad Tecnológica de Pereira que nos ha proporcionado las bases y el conocimiento necesario de un Ingeniero Electricista y un profesional integral.

TABLA DE CONTENIDO 1. INTRODUCCIÓN... 1 1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA...2 1.2. OBJETIVO GENERAL...3 1.3. OBJETIVOS ESPECIFICOS...4 2. SISTEMA ELÉCTRICO... 5 2.1. DESCRIPCIÓN GENERAL DE LAS CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA ELÉCTRICO COLOMBIANO...5 2.1.1. ÁREAS Y REGIONES...5 2.1.2. LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA...5 2.1.3. EL BALANCE DE POTENCIA...6 2.1.4. LA RED ELÉCTRICA INTERREGIONAL...6 2.1.5. TIPOS DE GENERACIÓN...6 2.2. ACTIVIDADES Y CAPACIDAD DEL SECTOR ELÉCTRICO COLOMBIANO...6 2.3. ESCENARIOS ACTUALES DE LAS CENTRALES TÉRMICAS EN COLOMBIA...7 3. PLANTAS TÉRMICAS... 10 3.1. EL SISTEMA DE GENERACIÓN TERMOELÉCTRICO...10 3.2. PRINCIPALES CICLOS TERMODINÁMICOS...10 3.2.1. EL CICLO DE CARNOT...11 3.2.2. EL CICLO RANKINE...12 3.2.3. CICLO COMBINADO...12 3.3. FUNCIONAMIENTO DE UNA CENTRAL TERMOELÉCTRICA...13 3.4. CENTRALES TÉRMICAS CON TURBINAS DE VAPOR...14 3.5. CENTRALES TÉRMICAS CON TURBINAS DE GAS...15

3.6. CENTRALES TÉRMICAS CON CICLO COMBINADO DE GAS- VAPOR...15 3.7. PARTES CONSTRUCTIVAS...16 3.7.1. ENTRADA DE COMBUSTIBLE...16 3.7.2. TOLVA (ALMACENAMIENTO DE LOS COMBUSTIBLES)...16 3.7.3. CALDERA...17 3.7.4. CHIMENEA...18 3.7.5. EQUIPO DE REDUCCIÓN DE EMISIONES...18 3.7.6. TORRE DE REFRIGERACIÓN...19 3.7.7. BOMBA DEL CIRCUITO DE REFRIGERACIÓN...19 3.7.8. CONDENSADOR...19 3.7.9. TURBINA...19 3.7.10. GENERADOR...20 4. DESPACHO ECONÓMICO... 21 4.1.1. INTRODUCCIÓN AL DESPACHO ECONÓMICO...21 4.2. DESPACHO Y REDESPACHO...22 4.2.1. CONTROL DE UN SISTEMA DE POTENCIA...23 4.2.2. FUNCIONAMIENTO ECONÓMICO DE LAS CENTRALES ELÉCTRICAS...26 4.3. PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DE CORTO PLAZO...27 4.4. DESPACHO ECONÓMICO DE LOS SISTEMAS TÉRMICOS...27 5. PROGRAMACIÓN DINÁMICA APLICADA AL DESPACHO ÓPTIMO DE CENTRALES TÉRMICAS... 32 5.1. PROGRAMACIÓN DINÁMICA...32 5.2. LA FUNCIÓN RECURSIVA....33 5.3. DETERMINACIÓN DEL DESPACHO ECONÓMICO PARA GENERADORES TÉRMICOS MEDIANTE PROGRAMACIÓN DINÁMICA...33 5.3.1. LA PROGRAMACIÓN DINÁMICA APLICADA...34

6. DESPACHO ECONÓMICO DE UNIDADES TÉRMICAS Y MÉTODOS DE SOLUCIÓN... 42 6.1. DETERMINACIÓN DEL DESPACHO ECONÓMICO PARA GENERADORES TÉRMICOS MEDIANTE UN ALGORITMO RECURRENTE UTILIZANDO LA METOLOGIA DE ÁRBOL BINARIO...42 6.1.1. FORMULACIÒN BASICA DEL DESPACHO ECONÓMICO...44 6.1.2. DESIGUALDAD DE RESTRICCIÓN DEBIDO A LOS GENERADORES EN RAMPA Y COSTO DE CONEXIÓN...44 6.2. SOLUCIÒN DEL PROBLEMA DEL DESPACHO ECONÓMICO...48 6.3. EFECTOS DE FIJAR LA SALIDA DE POTENCIA DEL GENERADOR...49 6.4. MÉTODO PARA FIJAR LAS SALIDAS DE POTENCIA...50 6.4.1. POTENCIA DE SALIDA FIJADA EN CUALQUIERA DE LOS DOS LÍMITES MÍNIMO O MÁXIMO...51 6.4.2. POTENCIA DE SALIDA FIJADA EN LOS LÍMITES MÍNIMO Y MÁXIMO...51 6.5. ALGORITMO RECURRENTE PARA EL DESPACHO ECONÓMICO.52 6.6. ALGORITMO MEJORADO...53 7. APLICACIÓN Y RESULTADOS... 54 7.1. APLICACIÓN DE ÁRBOL BINARIO AL PARQUE TEMICO DE 13 GENERADORES TERMICOS...54 7.2. APLICACIÓN DE LA PROGRAMACIÓN DINÁMICA PARA 4 GENERADORES TÉRMICOS...62 7.3. APLICACIÓN DE LA PROGRAMACIÓN DINÁMICA PARA 13 GENERADORES TÉRMICOS...80 ANEXOS... 87 A. MODIFICACIÓN DEL DESPACHO TENIENDO ENCUENTA LA RED APLICADO AL SISTEMA TÉRMICO PARA 4 GENERADORES EN NEPLAN...87 CONCLUSIONES... 95 REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS... 98

1. INTRODUCCIÓN El sector eléctrico ha sido de vital importancia para el desarrollo de la economía del país, convirtiéndolo en un sector estratégico, debido a las diferentes inversiones que en él se realizan y a las consecuencias políticas que podría generar su mal funcionamiento. La adecuada operación de los sistemas eléctricos de potencia tiene un impacto directo en las principales actividades económicas y sociales de un país, esto debido a la creciente necesidad energética de la sociedad, la cual ha encaminado a un aumento continuo en la capacidad generadora de los sistemas eléctricos de potencia. Así mismo, la necesidad de un suministro eléctrico eficiente, confiable y de bajo costo ha conducido a la integración e interconexión de distintos sistemas, así como a la permanente incorporación de nuevos dispositivos y tecnologías que permiten una mejor operación. Debido a esto los sistemas eléctricos de potencia son sistemas dinámicos de enorme complejidad, y su operación eficiente requiere del uso de técnicas de análisis que permitan toma de decisiones adecuadas. Con el fin de contribuir a una operación oportuna y a la planificación de dicha operación, se han venido efectuando en el mundo múltiples avances en el desarrollo de modelos y metodologías computacionales adecuadas y aplicables a los sistemas eléctricos de potencia, las cuales buscan preservar la seguridad del servicio del sistema eléctrico y tienen como objetivo alcanzar la operación a mínimo costo para el conjunto de las instalaciones de generación y transmisión del sistema, de modo que pueda atender la demanda en forma económica, confiable y oportuna. Siguiendo el anterior contexto, es deber de los operadores garantizar economía en el desarrollo de políticas operativas tales que el consumo de materia prima sea óptimo, el producto final sea de calidad y de mínimo costo. 1

Así la operación más económica para el conjunto de las instalaciones del sistema de potencia, preservará la seguridad y calidad del suministro de energía eléctrica. El proyecto que se ha desarrollado en este documento busca brindar soluciones al despacho económico haciendo uso de una metologia que se apoya en técnicas matemáticas como Programación Dinámica y Árbol Binario, buscando de esta manera economía y versatilidad en la solución de despachar eficientemente plantas térmicas en un sistema uninodal. En este trabajo se exhibe una aplicación del despacho de centrales térmicas teniendo en cuenta la red de transmisión donde mediante un flujo de carga (en el software Neplan), se analiza los problemas de cargabilidad en las líneas. Este desarrollo muestra la importancia del redespacho de forma operativa en un sistema donde la respuesta de solución a la demanda de la carga debe ser eficiente, rápida y confiable a demás de económica. 1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA El constante crecimiento de la demanda de energía eléctrica ha exigido la expansión gradual de los Sistemas Eléctricos de Potencia a través de la instalación de nuevas fuentes generadoras e interconexión, permitiendo lograr altos niveles de confiabilidad, garantizando a la vez calidad y continuidad del servicio. En Colombia el servicio de generación de energía también es proporcionado por centrales térmicas las cuales se encuentran en menor proporción pero su importancia dentro del despacho de energía es considerable ya que ellas son quienes brindan energía firme a la hora de atender la demanda que no es suplida en su totalidad por la generación hidráulica. Por esta razón para minimizar los costos asociados al despacho óptimo de la generación termoeléctrica es necesario saber cuántas plantas térmicas poner a funcionar para satisfacer un nivel de demanda dado. El problema que aquí se plantea, es cómo minimizar a corto plazo (programación horaria), el costo de generación de un sistema completamente 2

térmico conformado por n plantas, sujeto a las restricciones de balance de energía, límites operativos y tipos de combustible. En este análisis de corto plazo, que es el objetivo del presente trabajo, la elaboración del despacho óptimo consiste en encontrar la mejor estrategia de operación de las unidades generadoras. Así, la meta es minimizar el costo de operación del sistema, representado por el costo de las centrales térmicas. Partiendo de la predicción horaria de la demanda, el operador del sistema debe definir qué centrales térmicas se encontrarán en funcionamiento y cuanta potencia generarán, para satisfacer la demanda del sistema al menor costo posible. En consecuencia, la elaboración de los programas de generación térmica deben procurar minimizar el costo total de operación del sistema, considerarando los costos del combustible usado por las centrales térmicas. Para el estudio de los sistemas eléctricos de potencia se han utilizado innumerables técnicas de optimización tales como los multiplicadores de lagrange, la programación lineal, entre otras. La programación dinámica se encuentra también dentro de estas técnicas matemáticas y está orientada a la solución de problemas con decisiones secuenciales en etapas sucesivas donde se debe minimizar el costo total de dichas decisiones. Partiendo de que en cada etapa se valora no solo el costo actual de tomar una decisión sino los costos futuros que se originan a partir de ella.en este trabajo se presenta la aplicación de la programación dinámica al problema de despacho óptimo en centrales térmicas. Además se emplea un algoritmo basado en el uso de un árbol binario de decisión como técnica de solución al problema, finalmente se muestra la implementación del método y los resultados obtenidos a través de un sistema de prueba. 1.2. OBJETIVO GENERAL Investigar el problema de la programación de generación a corto plazo asociado al despacho óptimo en sistemas térmicos y los enfoques utilizados en la literatura especializada para enfrentar el problema. 3

1.3. OBJETIVOS ESPECIFICOS Implementar una metodología de optimización aplicada al problema del despacho de centrales térmicas haciendo uso de las técnicas de Programación Dinámica y Árbol Binario. Aplicar la metodología desarrollada en un sistema de prueba en el software de Matlab y Neplan. 4

2. SISTEMA ELÉCTRICO 2.1. DESCRIPCIÓN GENERAL DE LAS CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA ELÉCTRICO COLOMBIANO El sistema eléctrico está compuesto de áreas, regiones, enlaces de transmisión interregionales y centrales generadoras. 2.1.1. ÁREAS Y REGIONES Las áreas en las que se divide el sistema eléctrico corresponden con las denominadas "áreas de control" del Sistema Interconectado Nacional (SIN). En el cual cada área se divide a su vez en regiones. En una región, pueden localizarse centrales generadoras o centros de carga, a su vez una región puede conectarse con otras regiones y con sistemas externos a través de enlaces interregionales. Una región está definida por su distancia eléctrica (pérdidas) y por las restricciones de transmisión. 2.1.2. LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA El pronóstico de demanda de energía eléctrica proviene de las áreas de control. El pronóstico define la demanda promedio horaria de potencia eléctrica y también incluye las pérdidas en la red de transmisión que está contenida en el área. Se reparte la demanda del área entre las regiones que la integran, utilizando factores de distribución de carga, los cuales son determinados a partir de grupos de esquemas de carga por nodo eléctrico, asignados a los diferentes días del periodo de planeación. 5

2.1.3. EL BALANCE DE POTENCIA En cada región, así como también en cada intervalo de tiempo, se verifica que la demanda de la región sea igual a la suma de las potencias de las unidades termoeléctricas, paquetes de ciclo combinado, hidroeléctricas y de productores independientes de la región, más la potencia neta recibida a través de los enlaces de la región, más la potencia no suministrada (corte de carga regional), menos el excedente. 2.1.4. LA RED ELÉCTRICA INTERREGIONAL Las regiones están conectadas entre sí y con sistemas vecinos externos a través de enlaces. Los enlaces se caracterizan con los parámetros de resistencia y reactancia serie. Los flujos de potencia en los enlaces de transmisión no deben rebasar límites máximo y mínimo horarios predefinidos por los criterios de confiabilidad. Las pérdidas por transmisión y su costo: Las pérdidas de potencia real en el enlace son proporcionales al cuadrado del flujo de potencia real en el mismo. El costo unitario de las pérdidas es el valor promedio de los costos marginales en las regiones que el enlace conecta. 2.1.5. TIPOS DE GENERACIÓN Se consideran tecnologías de generación termoeléctricas (vapor convencional, turbogas, carbón, ciclo combinado, entre otras.) e hidroeléctricas, independientemente del tipo de propiedad. 2.2. ACTIVIDADES Y CAPACIDAD DEL SECTOR ELÉCTRICO COLOMBIANO El sector eléctrico colombiano se basa en un esquema que combina la división de actividades, el libre mercado, la participación abierta y la regulación por parte del Estado. Para consolidar un sector eficiente, el Estado colombiano determinó que el camino más viable era abandonar el modelo de monopolio eléctrico. Como consecuencia, lo abrió a los grandes capitales privados y a la oferta y demanda. Igualmente, estimuló la competitividad y planteó un sistema 6

de incentivos y multas en caso contrario para los operadores, con el único fin de asegurar el desarrollo del servicio eléctrico en todo el país. Una de las innovaciones más importantes del modelo actual es la división de actividades, es decir, de las operaciones que se suman en el proceso de producción de la energía: generación, transmisión, distribución y comercialización. Anteriormente, empresas electrificadoras estatales ejercían todas estas actividades a lo largo del territorio nacional. En la actualidad, este proceso es desarrollado por separado por empresas especializadas en cada una de las actividades del sistema eléctrico y su manejo se ha diversificado entre estatal, privado y mixto. El proceso de privatización se representó en la empresa privada con un 58% de la capacidad total de generación y el 65% del total de usuarios de distribución. La siguiente tabla proporciona detalles del proceso de privatización del sector eléctrico colombiano. EMPRESA AÑO % VENDIDO CAPACIDAD NETA (MW) GENERACIÓN TERMOCARTAGENA 1996 100 168 TERMOTASAJERO 1996 57 150 BETANIA 1996 100 499 CHIVOR 1996 100 1000 EMGESA 1997 48,5 1709 EPSA 1997 57 735 DISTRIBUCIÓN EPSA 1997 57 280000 CODENSA 1997 48,5 1450000 CORELCA (DISTRIBUCIÓN) 1998 65 41129000 Tabla No 2.1. Proceso de privatización del sector eléctrico colombiano. 2.3. ESCENARIOS ACTUALES DE LAS CENTRALES TÉRMICAS EN COLOMBIA Colombia en los últimos años ha sufrido transformaciones en su sector eléctrico y particularmente en su objetivo de crear un mercado competitivo, buscando siempre una gran cobertura, así bajo este objetivo se dieron inicio a las centrales térmicas como Termobarranca y Termopalenque entre otras, las 7

cuales harían parte de un proceso tanto técnico, operativo, administrativo y financiero con el propósito de competir a través del Mercado de Energía Mayorista efectuando contratos bilaterales y participando en el mercado de bolsa de energía. La ubicación de las centrales termoeléctricas en el país se relaciona directamente con la ubicación de los combustibles de los cuales se abastecen, por esto, las termoeléctricas a gas se encuentran principalmente situadas a lo largo de los gasoductos de la costa (Ballena-Cerromatoso), del magdalena medio (Ballena-Vasconia), y del gasoducto hacía el Valle (Vasconia-Cali), y las termoeléctricas a carbón se encuentran en las zonas de alta explotación de este mineral, ver. Tabla No 2.2. El sistema eléctrico colombiano ha venido aumentando su componente térmica; como se puede observar en la figura No 2.1, en 1994 la estructura del sistema eléctrico era de 80% hidráulica y 20% térmica; en 1996 la composición se situaba en 76% hidráulica y 24 térmica y en 1998, con el ingreso de nuevos proyectos, de los cuales el 88% corresponden a plantas térmicas, utilizando fundamentalmente gas natural, la composición se modificó incrementando el valor de las térmicas con un 34% e hidráulica con un 66%; de igual forma las proyecciones que se tienen para el sistema energético colombiano se sitúan en partes iguales, es decir, 50% térmicas y 50% hidráulica, la generación energética para el año 2010, lo que se convierte en una perspectiva favorable para la penetración del gas y el carbón. Fig. 2.1. Estructura del sistema eléctrico colombiano. 8

CENTRAL TÉRMICA AÑO CAPACIDAD (MW) TIPO DE COMBUSTIBLE Barranquilla 3 1980 64 Gas y Fuel-Oil Barranquilla 4 1980 63 Gas y Fuel-Oil Cartagena 1 1980 64 Gas y Fuel-Oil Cartagena 2 1980 53 Gas y Fuel-Oil Cartagena 3 1980 70 Gas y Fuel-Oil Flores 1 1993 160 Gas Flores 2 1996 112 Gas Flores 3 1998 175 Gas Guajira 1 1987 151 Carbón Guajira 2 1987 151 Carbón Marilectrica 1 2004 169 Gas Paipa 1 1963 28 Carbón Paipa 2 1975 68 Carbón Paipa 3 1982 68 Carbón Paipa 4 1999 150 Carbón Palenque 3 1972 13 Gas Proelectrica 1 1993 45 Gas Proelectrica 2 1993 45 Gas Tasajero 1 1985 155 Carbón Tebsab 1998 750 Gas Termocandelaria 1 2000 157 Gas Termocandelaria 2 2000 157 Gas Termocentro 1 ciclo combinado 2000 285 Gas y Querosene Termodorada 1 1997 51 Gas Termoemcali 1999 233 Gas y Fuel-Oil Termosierrab 2000 460 Gas y Fuel-Oil Termovalle 1 1998 203 Gas y ACPM Termoyopal 1 2005 30 Gas Termoyopal 2 2004 30 Gas Tpiedras 1 2000 3 Gas Zipae MG 2 1964 34 Carbón Zipae MG 3 1976 62 Carbón Zipae MG 4 1983 63 Carbón Zipae MG 5 1985 64 Carbón Tabla No 2.2. Unidades de generación térmica instaladas en Colombia y que participan en el Mercado de Energía Mayorista. 9

3. PLANTAS TÉRMICAS 3.1. EL SISTEMA DE GENERACIÓN TERMOELÉCTRICO RESEÑA HISTÓRICA La primera central termoeléctrica nace en Nueva York en 1882, construida con la primera estación generadora, inventada por Thomas Alva Edison. Las primeras centrales que se construyeron eran máquinas de vapor a pistón, similares en su funcionamiento a una locomotora y que movían al generador (una de éstas se conserva, todavía, en la escuela Otto Krause y se pone en funcionamiento una vez al año). Luego se reemplazó por una turbina de vapor, con la que se calienta agua en una caldera que produce vapor a presión, el cual se aplica sobre los alabes de la turbina que convierte energía potencial (presión) en energía cinética que acciona al generador. El principio de funcionamiento de una central térmica se basa en el intercambio de energía calórica en energía mecánica y luego en energía eléctrica. 3.2. PRINCIPALES CICLOS TERMODINÁMICOS El objeto de las centrales térmicas es aprovechar la energía calorífica de un combustible para transformarla en energía eléctrica. Es decir, utilizan la energía mecánica obtenida de un ciclo termodinámico para convertirla en energía eléctrica. El proceso que sigue dicha transformación es el siguiente: La energía contenida en el combustible se transforma por combustión (en la centrales térmicas convencionales) o por fisión (en las nucleares), en energía calorífica. 10

La energía calorífica que absorbe el fluido de trabajo se convierte al expansionarse en la turbina o motor en energía mecánica. La energía mecánica es transformada en energía eléctrica a través del generador eléctrico. Atendiendo al tipo de fluido motor que emplean en el ciclo termodinámico, las centrales térmicas se clasifican: Centrales de vapor. Centrales de turbinas de gas. Centrales diesel. Un ciclo termodinámico es una evolución cíclica de procesos termodinámicos que se desarrollan dentro de un intervalo de temperaturas, que tienen lugar en dispositivos destinados a la obtención de trabajo a partir de dos fuentes de calor a distinta temperatura o, de manera inversa, a producir el paso de calor de la fuente de menor temperatura a la fuente de mayor temperatura mediante la aportación de trabajo. La obtención de trabajo a partir de dos fuentes térmicas a distinta temperatura se emplea para producir movimiento, por ejemplo en los motores o en los alternadores empleados en la generación de energía eléctrica. El rendimiento es el principal parámetro que caracteriza a un ciclo termodinámico, y se define como el trabajo obtenido dividido por el calor gastado en el proceso, en un mismo tiempo de ciclo completo si el proceso es continuo. Algunos de estos ciclos se presentan a continuación: 3.2.1. EL CICLO DE CARNOT El ciclo de Carnot es un ciclo termodinámico ideal reversible entre dos fuentes de temperatura, en el cual el rendimiento es máximo. Este ciclo fue estudiado por Sadi Carnot en el año 1824, en el cual una máquina térmica que realiza este ciclo se denomina máquina de Carnot. La cual trabaja absorbiendo una cantidad de calor Q1 de la fuente de alta temperatura y cede un calor Q2 a la de baja temperatura produciendo un trabajo sobre el exterior. 11

3.2.2. EL CICLO RANKINE El ciclo Rankine es un ciclo de planta de fuerza que opera con vapor dicho proceso es realizado en una caldera a alta presión para luego ser llevado a una turbina produciendo energía cinética, donde perderá presión. Su camino continúa al seguir hacia un condensador donde lo que queda de vapor pasa a estado líquido para poder entrar a una bomba que le subirá la presión para nuevamente poder ingresarlo a la caldera. 3.2.3. CICLO COMBINADO En la generación de energía se denomina ciclo combinado a la co-existencia de dos ciclos termodinámicos en un mismo sistema, uno cuyo fluido de trabajo es el vapor de agua y otro cuyo fluido de trabajo es un gas producto de una combustión. En la propulsión de buques se denomina ciclo combinado al sistema de propulsión COGAG. En una central eléctrica el ciclo de gas genera energía eléctrica mediante una turbina de gas y el ciclo de vapor de agua lo hace mediante una o varias turbinas de vapor. El principio sobre el cual se basa es utilizar los gases de escape a alta temperatura de la turbina de gas para aportar calor a la caldera o generador de vapor de recuperación, la que alimenta a su vez de vapor a la turbina de vapor. La principal ventaja de utilizar el ciclo combinado es su alta eficiencia, ya que se obtienen rendimientos superiores al rendimiento de una central de ciclo único y mucho mayores que los de una de turbina de gas. Consiguiendo aumentar la temperatura de entrada de los gases en la turbina de gas, se obtienen rendimientos de la turbina de gas cercanos al 60%, exactamente 57.3% en las más modernas turbinas Siemens. Este rendimiento implica una temperatura de unos 1350ºC a la salida de los gases de la cámara de combustión. El límite actualmente es la resistencia a soportar esas temperaturas por parte de los materiales cerámicos empleados en el recubrimiento interno de las cámaras de combustión de esas turbinas. Las centrales de ciclo combinado son, como todas ellas, contaminantes para el medio ambiente y para los seres vivos, incluidas las personas, por los gases tóxicos que expulsan al ambiente. No obstante es la que menos contamina de 12

todas las industrias de producción de electricidad por quema de combustible fósil. Básicamente las emisiones son de CO 2. Las emisiones de NO X y SO 2 son insignificantes, no contribuyendo por tanto a la formación de lluvia ácida. Dependiendo estos afluentes gaseosos del tipo de combustible que se queme en la turbina de gas. 3.3. FUNCIONAMIENTO DE UNA CENTRAL TERMOELÉCTRICA Una central termoeléctrica es una instalación empleada para la generación de energía eléctrica a partir de la energía liberada en forma de calor. Para la producción de esta energía se utilizan combustibles fósiles, que son los que identifican a estas centrales, estos combustibles pueden ser sólidos (carbón), líquidos (fuel-oil, u otros derivados del petróleo), y gases. Es decir las centrales termoeléctricas producen energía eléctrica a partir de la combustión del carbón, fuel-oil o gas en una caldera diseñada al efecto. Las centrales termoeléctricas se denominan clásicas o convencionales, para diferenciarlas de otros tipos de centrales termoeléctricas (nucleares y solares, por ejemplo), las cuales, al igual que las clásicas, generan energía eléctrica a partir de un ciclo termodinámico pero mediante fuentes de energía distintas y con tecnologías más recientes. Las centrales térmicas convencionales, todas ellas independientemente de cuál sea el combustible fósil que utilicen (fuel-oil, carbón o gas), disponen de un esquema de funcionamiento similar. Las únicas diferencias consisten en el distinto tratamiento previo que sufre el combustible antes de ser inyectado a la caldera, y en el diseño de los quemadores de la misma, que varía según cuál sea el tipo de combustible empleado. Así el funcionamiento se puede explicar en forma única, el combustible se almacena en parques o depósitos adyacentes, desde donde se suministra a la central, pasando a la caldera, en la que se provoca la combustión. Esta última genera el vapor a partir del agua que circula por una extensa red de tubos que tapizan las paredes de la caldera. El vapor hace girar los álabes de la turbina, cuyo eje rotor gira solidariamente con el de un generador que produce la energía eléctrica; esta energía se transporta mediante líneas de alta tensión a 13

los centros de consumo. Por su parte, el vapor es enfriado en un condensador y convertido otra vez en agua, que vuelve a los tubos de la caldera, comenzando un nuevo ciclo. El agua en circulación que refrigera el condensador expulsa el calor extraído a la atmósfera a través de las torres de refrigeración, grandes estructuras que identifican estas centrales, parte del calor extraído pasa a un río próximo o al mar. Las torres de refrigeración son enormes cilindros contraídos a media altura (hiperboloides), que emiten de forma constante vapor de agua, no contaminante, a la atmósfera. Para minimizar los efectos contaminantes de la combustión sobre el entorno, la central dispone de una chimenea de gran altura (llegan a los 300 m) y de unos precipitadores que retienen las cenizas y otros volátiles de la combustión. Las cenizas se recuperan para su aprovechamiento en procesos de metalurgia y en el campo de la construcción, donde se mezclan con el cemento. Se presentan las siguientes divisiones según el tipo de materia prima. Centrales termoeléctricas con combustibles sólidos. Centrales termoeléctricas con combustibles líquidos. Centrales termoeléctricas de gas. Centrales mixtas. 3.4. CENTRALES TÉRMICAS CON TURBINAS DE VAPOR Una gran central térmica se compone de: Un parque de almacenamiento del combustible, con las instalaciones para las descargas y alimentación del mismo. Un cuarto de calderas, con los dispositivos relativos a las mismas. Una sala de maquinas o edificio de turbinas. Un departamento eléctrico, con centros de maniobra, medida y la subestación transformadora elevadora. 14

3.5. CENTRALES TÉRMICAS CON TURBINAS DE GAS Las centrales con turbinas de gas tienen la ventaja de que prácticamente no contaminan. Además, se utilizan como centrales de punta o como centrales de reserva, es decir para sustituir total o parcialmente a las centrales hidráulicas o térmicas de base en el caso de escasez de agua o de avería. Para centrales de punta y potencias unitarias de 10 a 25 MW son más convenientes las centrales térmicas de gas que las centrales de vapor o que las centrales con grupos motor Diesel alternador. Para potencias inferiores a los 10 MW se ha de descartar por razones económicas la central de vapor, siendo las dos soluciones restantes equivalentes. En las zonas donde hay escasez de agua y existen próximos yacimientos de gas natural se suelen utilizar centrales con turbinas de gas como centrales de base. 3.6. CENTRALES TÉRMICAS CON CICLO COMBINADO DE GAS-VAPOR Para recuperar parte de la energía calorífica de los gases de escape de la turbina de gas se pueden utilizar para recalentar el agua de alimentación de una caldera, pudiendo ahorrarse los recuperadores de la turbina de vapor o cambiar el funcionamiento de ambos tipos de recuperadores, de modo que cuando la turbina de gas este parada funcionen los recuperadores de la turbina de vapor o viceversa. También podrían utilizarse los gases de combustión de la turbina de gas para calentar el aire de la combustión de la caldera. Es decir, que lo que se pretende con el ciclo mixto gas-vapor es utilizar de la mejor manera los dos sistemas. La mayor elasticidad del turbogenerador a gas y el mayor rendimiento del turbogenerador a vapor. La utilización de sistema mixto gas-vapor reporta las siguientes ventajas respecto al sistema a base solo de vapor: Notable reducción del costo, del volumen y del peso. Mayor rendimiento global del ciclo. Ahorro de los ventiladores de alimentación del aire de la caldera y del tiro, su misión la realiza la turbina de gas. 15