Estudio energético y económico para mejorar el desempeño de la central de ciclo combinado de CFE, Tula Hidalgo

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

MECÁNICA Y ELÉCTRICA UNIDAD ZACATENCO

SECCIÓN DE ESTUDIOS DE POSGRADO E INVESTIGACIÓN

“ESTUDIO ENERGÉTICO Y ECONÓMICO PARA MEJORAR EL

DESEMPEÑO DE LA CENTRAL DE CICLO COMBINADO DE CFE,

TULA HIDALGO”

T E S I S

PARA OBTENER EL GRADO DE MAESTRO EN CIENCIAS EN INGENIERÍA

MECÁNICA EN ENERGÉTICA

PRESENTA

ING. MARIO ALBERTO VILLAVERDE SEGURA

DIRECTOR DE TESIS

M. C. JUAN ABUGABER FRANCIS

i

ÍNDICE

ÍNDICE……….i

RELACIÓN DE FIGURAS……….………. v

RELACIÓN DE TABLAS……….….. vii

NOMENCLATURA……….….… ix

RESUMEN……….….. xi

ABSTRACT………. xiii

INTRODUCCIÓN………..………….…… xv

CAPÍTULO I FILOSOFÍA DE LOS PROYECTOS DE REHABILITACIÓN Y MODERNIZACIÓN (RM) Página 1.1.- Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico de CFE (POISE)..……...1

1.2.- Proyectos de Inversión 2007-2016 del Sector Eléctrico y Largo Plazo (2026)....4

1.2.1. Visión a Largo Plazo en la Planificación del Sector Eléctrico (2026)…..6

1.2.2. Participación de las Tecnologías en el Programa de Expansión y Posibilidades de Diversificar las Fuentes de Generación Eléctrica…...7

1.3.- Esquema Contractual del Proyecto RM en la Modalidad de Obra Pública Financiada (OPF) ………..……….9

1.4.- Criterios de Referencia para Aplicar los Proyectos de Rehabilitación y/o Modernización………...10

CAPÍTULO II FUNDAMENTOS TERMODINÁMICOS 2.1.- Ciclo Termodinámico Aplicado a la Turbina de Gas…..……..………..12

2.1.1. Rendimiento del Ciclo Joule Brayton (Real) de las Turbinas de Gas…15 2.1.2. Rendimiento en Función de T1……….………...17

2.1.3. Rendimiento Térmico de Ciclo en Función de los Rendimientos Internos del Compresor y de Turbina………..17

2.2.- Ciclo Termodinámico Aplicado a la Turbina de Vapor………18

2.2.1. Eficiencia de la Turbina de Vapor……….……...20

2.3.- Pérdidas de Energía….………21

ii CAPÍTULO III

FUNDAMENTOS ECONÓMICOS

3.1.- Aplicación de Matemáticas Financieras para el Análisis Económico…………..26

3.1.1. Interés………..26

3.1.2. Interés Simple……….26

3.1.3. Interés Compuesto…..………27

3.1.4. Tasa Nominal y Tasa Efectiva…..………..………..29

3.1.5. Valor del Dinero en el Tiempo……….30

3.1.6. Flujos de Efectivo………..31

3.1.7. Representación Gráfica de un Flujo de Efectivo………..31

3.2.- Valor Presente y Futuro………..32

3.2.1 Valor Presente de un Flujo de Efectivo………32

3.2.2 Valor Presente de una Anualidad Constante………..33

3.2.3 El Valor Presente Neto (VPN)………34

3.2.4. La Jerarquización de Proyectos de Acuerdo con el VPN………....35

3.3.- Relación Beneficio-Costo (B/C) y Tasa Interna de Rendimiento (TIR)…….…..37

3.3.1 La relación Beneficio/Costo………37

3.3.2 Tasa Interna de Rendimiento (TIR)………..……38

3.3.3 Algunos Criterios Usados en la Coordinación de Evaluación (CE) de la CFE……….41

3.3.4 Período de Recuperación (PR)………..….….41

3.3.5 El Costo Nivelado del kWh Generado………..42

3.3.6 Costo Nivelado de Inversión………..42

3.3.7 El costo Nivelado por Concepto de Combustible……….…………..43

3.3.8 Costo de Operación y Mantenimiento (O&M)……….45

iii

4.2.- Diagramas de Flujo de Energías (Sankey) de los Sistemas y Equipos

Relacionados con la Recuperación de la Eficiencia Térmica………...51

4.2.1 Selección de Equipos por Pérdida de Eficiencia Térmica………...…….51

4.2.2 Selección de Equipos por Indisponibilidad de Falla, Grado de Obsolescencia y Deficiencia de Diseño………..……52

4.3.- Equipos Seleccionados y Otras Causas Para su Modernización y/o Rehabilitación………..52

4.4.- Desarrollo de la Metodología para el Cálculo del Flujo Neto de Operación de los Escenarios Antes y Después de Proyecto.………..…....54

4.5.- Elaboración de la Metodología para el Análisis Económico………..……56

4.6.- Cálculo del Valor Presente VP del Flujo Neto de Operación del Proyecto de Mejora………..…58

4.6.1 Cálculo del Flujo Neto de Operación sin Proyecto………..59

4.6.2 Cálculo del Flujo Neto de Operación con Proyecto……….60

4.7.- Desarrollo de la Metodología para la Evaluación Económica………….…..……62

4.8.- Puntos de Inflexión del Proyecto de Mejora……….66

CAPÍTULO V ANÁLISIS DE RESULTADOS 5.1.- Análisis del Estudio Termodinámico del Proyecto de Mejora………..….69

5.2.- Análisis del Estudio Económico del Proyecto de Mejora…….………..71

5.3.- Memoria de Cálculo de la Metodología Desarrollada……….…………73

CONCLUSIONES……….……….78

RECOMENDACIONES…..……….……….79

iv AGRADECIMIENTOS

A Dios, por el don de la sabiduría, entendimiento, por mostrarme el camino de la fé y humildad de corazón.

A mi familia, por el apoyo y amor incondicional de mi esposa e hijos para lograr mis proyectos de vida.

Al Instituto Politécnico Nacional, por ser la institución de prestigio, con profesionalismo del grupo de profesores que permitieron lograr de este proyecto.

A la Sección de Estudio de Postgrado e Investigación ESIME Zacatenco, por apoyo en el desarrollo de este trabajo, particularmente a mi asesor y director de tesis.

v RELACIÓN DE FIGURAS

No. Figura Descripción Página

Figura 1.1.1 Margen de Reserva (MR) y Margen de Reserva Operativo

(MRO) de capacidad………...2

Figura 1.1.2. Margen de Reserva y Margen de Reserva Operativo del SEN………..3

Figura 1.1.3. Crecimiento Medio Anual de Ventas (%)………4

Figura 1.2.1. Programa de Expansión 2007–2016 (MW).……….………..4

Figura 1.2.2. Requerimientos de Capacidad Adicional no Comprometida………...5

Figura 1.2.3. Composición de la Capacidad en 2026 Servicio Público Nacional...9

Figura 2.1.1. Ciclo de Turbina de Gas de Aire-Estándar………...12

Figura 2.1.2. Ciclo Joule Brayton Ideal (línea punteada) y Ciclo Real (línea continua)……….……….13

Figura 2.1.3. Variación del Rendimiento Térmico en Función de la Relación de Compresión………..15

Figura 2.1.4. Variación del Rendimiento Térmico con la Relación de Presiones π y con la Temperatura T3………..………….………16

Figura 2.1.5. Influencia de la temperatura T1 y Altura Sobre el Nivel del Mar……...17

Figura 2.1.6. Rendimiento Térmico Real en Función de la Relación de Presiones

π

Figura 2.2.1. Equipos Principales del Ciclo Aplicado a la Turbina de Vapor……….19

Figura 2.2.2. Diagrama Temperatura-Entropía de Ciclo Rankine Ideal.………….…19

Figura 2.2.3. Línea de Operación de una Etapa……….21

Figura 2.3.1. Diagrama de Sankey del Ciclo Abierto………..…22

Figura 2.3.2. Diagrama de Sankey del Ciclo Combinado……….….23

Figura 3.1.3. Comportamiento del Interés Simple y Compuesto……….….27

Figura 3.1.4. Comportamiento del Valor Futuro para Diferentes Capitalizaciones...28

Figura 3.1.7. Flujo de Efectivo Registrados Año con Año……….32

Figura 3.2.4. Valor Presente de un Flujo, para Distintas Tasas………35

Figura 4.1 Metodología de Cálculo para la Mejora de Eficiencia y Análisis Económico…..………...47

vi

No. Figura Descripción Página

Figura 4.1.2. Comportamiento de la Eficiencia Térmica de Paquete Norte

(a 6 años)………49

Figura 4.1.3. Comportamiento del Decremento del Factor de Potencia en el Paquete de Ciclo Combinado……….50

Figura 4.1.4. Comportamiento de la Indisponibilidad por Falla en la Turbina de Gas……….50

Figura 4.2.1. Selección de Equipos por Pérdidas de Eficiencia Térmica………..……..51

Figura 4.3.2. Balance Térmico de Termoflow Proyecto 1X1 Turbina de gas 501G, Turbina de Vapor de una Presión y Sin Quemadores Suplementario..53

Figura 4.4.2. Diagrama de Sankey del Ciclo Combinado con Proyecto RM………….54

Figura 4.6. Metodología de Cálculo del Valor Presente del Flujo Neto………...58

Figura 4.6.3 Resultado Neto del Proyecto……….62

Figura 4.7. Metodología de Cálculo de la Evaluación Económica……….……..63

Figura 4.7.3 Flujo Neto de la Evaluación Económica………..65

Figura 4.8.1 Punto de Inflexión del VPN con la Variación de la Eficiencia Térmica del Proyecto de Mejora………..……….67

Figura 4.8.2 Punto de Inflexión del VPN y la TIR con la Variación de la Eficiencia Térmica del Proyecto………..…….…..67

Figura 4.8.3 Punto de Inflexión del VPN y la relación B/C con la Variación de la Eficiencia Térmica del Proyecto……….68

Figura 5.1.1 Mejora de la Eficiencia Térmica del Proyecto y Flujo Neto………..…….69

Figura 5.1.2 Mejora del Factor de Planta del Proyecto y Flujo Neto……….70

Figura 5.1.3 Mejora la Generación Neta del Proyecto y Flujo Neto………70

Figura 5.2.1 Comportamiento del Flujo Neto e Inversión del Proyecto………..71

vii RELACIÓN DE TABLAS

No. Tabla Descripción Página

Tabla 3.1.4. Monto Final por Tipo de Capitalización………..29

Tabla 3.1.6. Representación Matricial de un Flujo de Efectivo……….31

Tabla 3.2.1. Valor Presente del flujo neto de 2001 y tasa de descuento 10%...33

Tabla 3.2.2. Valor Presente del flujo neto del año 0 y tasa de descuento 10%...34

Tabla 3.2.3. Valor Presente del flujo neto del año 0 y tasa de descuento 9.0%...34

Tabla 3.2.5. Flujos netos de 4 proyectos y tasa de descuento 6.0%...36

Tabla 3.2.6. Combinación de proyectos con el máximo Vapor Presente total….…..36 Tabla 3.3.2. Valor Presente del flujo neto del año 0 y tasa de descuento 9.0%...37

Tabla 3.3.3. Valores de B/C para diferentes tasas de descuento……….………38

Tabla 3.3.4. Criterio de Decisión Utilizada en Base en la TIR………..38

Tabla 3.3.5. Comportamiento del Período de Recuperación……….…..41

Tabla 3.3.6. Cálculo del Valor Presente………42

Tabla 3.3.7. Escenario de Precios de Combustóleo y Precio Nivelado………….…..44

Tabla 3.3.8. Supuesto Económicos-Financieros……….46

Tabla 4.2.2. Selección de Equipos Principales y Auxiliares por otros Factores…….52

Tabla 4.3.1 Resultados de la Pruebas con Termoflow del Proyecto RM……….53

Tabla 4.4.1. Beneficios Esperados en Eficiencia Térmica Neta y Régimen Térmico.54 Tabla 4.4.3. Generación Bruta en Sitio……….55

Tabla 4.4.4. Eficiencia Bruta y Neta en Sitio………55

Tabla 4.4.5. Generación de Servicios Propios……….55

Tabla 4.4.6. FP de acuerdo al Predespacho del Sistema Eléctrico……….55

Tabla 4.5.1. Resumen Costos de Proyecto de Termoflow……….………56

Tabla 4.5.2. Alcances y Costos Estimados del Paquete Norte de Ciclo Combinado.57 Tabla 4.5.3. Programación de Eventos del Proyecto……….……..57

Tabla 4.6.1. Resultado Neto de Operación “Sin Proyecto”………60

Tabla 4.6.2. Resultado Neto de Operación “Con proyecto”…………...61

Tabla 4.7.1 Perfil de Inversión Anual………....63

Tabla 4.7.2. Evaluación Económica (Miles de Dólares de 2010)……….64

viii

No. Tabla Descripción Página

Tabla 5.3.1. Datos de Referencia para la Evaluación Técnica y Económica

del Proyecto……….73 Tabla 5.3.2. Escenario de Precios de Combustibles y Precio de Transferencia a Transmisión………...……..74 Tabla 5.3.3. Resumen de Perfiles de Inversión …….……….………75 Tabla 5.3.4. Cálculo de Resultado Neto de Operación Total de la Evaluación

Económica……….…..75 Tabla 5.3.5 Determinación de los Indicadores de Rentabilidad del Escenario con

ix NOMENCLATURA

Símbolo Descripción Unidad

Cp Calor específico a presión constante kcal/kg-K

Cv Calor específico a volumen constante kcal/kg-K

1

h Entalpía real entrada compresor kcal/kg

2

h _{Entalpía real salida compresor kcal/kg}

2s

h _{Entalpía isoentrópica salida compresor kcal/kg}

3

h _{Entalpía real entrada turbina kcal/kg}

4

h _{Entalpía real salida turbina kcal/kg}

4s

h _{Entalpía isoentrópica salida turbina kcal/kg}

h1 Entalpía real entrada turbina vapor kcal/kg

h2 Entalpía real salida turbina vapor kcal/kg

h2s Entalpía isoentrópica turbina vapor kcal/kg

c

η

t

η

η

RT Régimen térmico kcal/kWh

PC Poder calorífico kcal/m3

1

p

2

p

1

T Temperatura real entrada compresor K

2

T Temperatura real salida compresor K

2s

T Temperatura isoentrópica salida compresor K

4

T Temperatura real salida turbina K

4s

x

Símbolo Descripción Unidad

3

T Temperatura real entrada turbina K

π

F Valor futuro $

P Principal $

I Tasa de interés %

n Numero de períodos Adim

m Numero de capitalizaciones en un período Adim

Te Tasa efectiva %

tr Tasa real %

tn Tasa nominal %

t_i Tasa de inflación %

i Tasa de descuento %

B/C Beneficio-costo Adim

K Precio nivelado del combustóleo $

TIR Tasa interna de rendimiento %

VP Valor presente $

teorico

W

real

xi

RESUMEN

El trabajo de tesis se enfoca al desarrollo de la metodología de cálculo basado en el estudio energético y económico que permitirá especificar el alcance de un proyecto para mejorar el desempeño de la central de ciclo combinado Tula de 251 MW de la comisión federal de electricidad (CFE), Tula Hidalgo, actualmente en operación. Los fundamentos termodinámicos y económicos son desarrollados en los capítulos I, II y III, determinando los parámetros de evaluación en ambos casos. Así mismo se obtienen los beneficios de la aplicación del proyecto de mejora, basado en los lineamientos dictados por la secretaria de hacienda y crédito público (SHCP).

El modelo de cálculo desarrollado especificará los resultados del análisis termodinámico basado en el comportamiento actual e histórico, las causas por la que fueron seleccionados los equipos que impactan en la recuperación de la eficiencia térmica y disponibilidad del paquete de ciclo combinado. Los criterios adicionales considerados para la selección de los equipos y sus alcances como son; obsolescencia, deficiencia de diseño, pérdida de eficiencia y pérdida de energía determinando las áreas de mejora y que pueden significar un riesgo potencial de falla, y por consecuencia un impacto en la rentabilidad real del proyecto.

Se presentará inicialmente la filosofía de los proyectos de rehabilitación y modernización (RM), mencionando los lineamientos de los proyectos de inversión del sector eléctrico de la CFE, los esquemas contractuales utilizados en la modalidad de obra pública financiada (OPF) y los criterios de referencia para aplicar dichos proyectos RM.

xii

Con respecto al análisis económico se explican los fundamentos básicos de matemáticas financieras para definir los indicadores de rentabilidad, basado en un análisis incremental (escenarios antes y después de proyecto) determinando el costo del proyecto, los criterios para calcular la tasa interna de rendimiento (TIR), la relación beneficio-costo (B/C) y el período de recuperación (PR).

El resultado del estudio termodinámico muestra una mejora de la eficiencia térmica de 39.58% al 51.48%, (incremento de 11.9%), a la vez que en el estudio económico se obtiene un resultado de 1.37 en la relación beneficio costo (B/C), 16.58% en la tasa interna de rendimiento (TIR) y 6.43 años del período de recuperación (PR), para un monto de inversión total de 116,462 (miles de USD), como indicadores de rentabilidad de la evaluación económica a partir del esquema de financiamiento previsto para los proyectos de rehabilitación y modernización (RM), dando cumpliendo a los lineamientos para la autorización en la inversión del proyecto de mejora. Adicionalmente se establecen los puntos de inflexión como factor de referencia para tomar decisiones de desarrollar o no el proyecto de inversión y por lo tanto de su autorización.

xiii

ABSTRACT

The thesis work focuses to the development of the calculation methodology, based on the power and economic study, that will allow to specify the reach of a project to improve the performance of the power station of combined cycle Tula of 251 MW of Comision Federal de Electricidad (CFE), Tula Hidalgo, at the moment in operation. The thermodynamic and economic foundations are developed in chapters I, II and III, determining the parameters of evaluation in both cases. Thus same the benefits of the application of the project of improvement are obtained, based on the lineamientos dictated by the secretaría de hacienda y crédito público (SHCP).

The model of developed calculation will specify the results of the thermodynamic analysis based on the present and historical behavior, the causes by which were selected the equipment that hits in the recovery of the thermal efficiency and availability of the package of combined cycle. The additional criteria considered for the selection of the equipment and its reaches as they are; obsolescencia, deficiency of design, lost of efficiency and loss of energy determining the areas of improvement and that can mean a potential risk of fault, and by consequence the real yield of the project.

The philosophy of the projects of rehabilitation and modernization (RM) will appear initially, mentioning the used lineamientos of the projects of investment of the electrical sector of CFE, the used contractual schemes in the modality of obra pública financiada (OPF) and the criteria of reference to apply these projects RM.

xiv

With respect to the economic analysis the basic foundations of financial mathematics are explained to before define the indicators of yield, based on a incremental analysis (scenes and after project) determining the cost of the project, the criteria to calculate the internal rate of yield (TIR), the relation benefit-cost (B/C) and period of recovery (PR).

The result of thermodynamic study shows an improvement of the thermal efficiency from 39,58% to 51,48%, (increase of 11,9%), the time that in the economic study obtains a result of 1,37 in the relation benefit-cost (B/C), 16,58% in the internal rate of yield (TIR) and 6,43 years of the period of recovery (PR), for an amount of total investment of 116,462 (miles USD), like indicators of yield of the economic evaluation from the scheme of financing anticipated for the projects of rehabilitation and modernization (RM), giving fulfilling to the lineamientos for the authorization of the investment of the project of improvement. Additionally the points of flexion like reference factor settle down to make decisions to develop or not to the project of investment and therefore its authorization.

xv

INTRODUCCIÓN

Debido a los requerimientos de competitividad del mercado eléctrico del país, actualmente constituido por las unidades generadoras de Comisión Federal de Electricidad, Luz y Fuerza del Centro y Productores Independientes, a la mayor demanda de energía eléctrica, se requiere de estudios económicos de proyectos que mejoren el desempeño de las centrales generadoras particularmente los paquetes de ciclo combinado, que se estima un crecimiento promedio anual en el área central del país de 3.5% para el período 2006-2016, y principalmente a los mayores costos de producción de la centrales.

Dada la importancia de nuevas tecnologías para mejorar la eficiencia térmica de las centrales de generación eléctrica se presenta este análisis como una metodología de cálculo termodinámico y económico, que permitirá bajo los esquemas de la rehabilitación o en su caso de modernización mediante la sustitución de equipos principales de nueva tecnología, determinar que los proyectos son viables, utilizando la infraestructura actual. Dicha metodología tiene la finalidad de justificar las posibles inversiones de las empresas. En el caso particular del paquete de ciclo combinado en estudio, está conformado de dos turbinas de gas y una turbina de vapor que operan con una eficiencia térmica de 40.7%, estando por debajo del 2.0% de eficiencia en relación a la de diseño, y un factor de planta promedio de 80.0%.

xvi

Página | 1 CAPÍTULO I

FILOSOFÍA DE LOS PROYECTOS DE REHABILITACIÓN Y MODERNIZACIÓN (RM)

En este capítulo se hace referencia al programa de obras e inversiones del sector eléctrico (POISE) de la Comisión Federal de Electricidad.

1.1.- Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico de CFE (POISE).

La Comisión Federal de Electricidad (CFE) a través de la subdirección de programación define el programa de obras e inversiones del sector eléctrico (POISE) para hacer frente al crecimiento de las ventas del sector público y de la demanda máxima del sistema eléctrico nacional (SEN). Este programa identifica aquellos proyectos que permitirán satisfacer los requerimientos de energía y de potencia proyectados al menor costo de suministro. La definición de este programa de inversiones, se basa en la política sectorial para inversiones establecida por la secretaría de energía (SENER), en la política de uso de combustibles y en las proyecciones de costos de operación y mantenimiento de obras de generación y transmisión (COPAR) [1].

Esta información es incorporada a modelos de simulación del sistema eléctrico nacional, principalmente a través del modelo de planeación uninodal (WASP), que permite en el contexto diferentes puntos de operación determinar y cuantificar la evolución de la red de transmisión con sus inversiones minimizando el costo de suministro de energía eléctrica en México, así como mantener la oferta de capacidad y energía requerida por el SEN. Para alcanzar los beneficios esperados, la evaluación de proyectos de generación y la red de transmisión asociada, se realizan en forma conjunta [2].

Página | 2

Figura 1.1.1 Margen de Reserva (MR) y Margen de Reserva Operativo (MRO) de Capacidad del SEN.

El margen de reserva se expresa con la ecuación:

100%

CE DMBC

MR x

DMBC

−

= (1.1.1)

Donde:

MR= Margen de Reserva %

CE= Capacidad Efectiva MW

DMBC= Demanda Máxima Bruta Coincidente MW

El segundo criterio utilizado para dimensionar la capacidad del sistema eléctrico es el MRO, el cual permite satisfacer la demanda máxima una vez que se ha cubierto la salida de unidades generadoras por mantenimiento, eventos aleatorios como; salidas forzadas, desviaciones de mercado y proyección de años hidrológicos secos entre otros. La ecuación es la siguiente:

100%

CED DMBC

MRO x

DMBC

−

= (1.1.2)

Donde:

MRO= Margen de Reserva Operativo %

CED= Capacidad Efectiva Disponible MW

Página | 3

En noviembre de 2004, la CFE preparó a la Junta de Gobierno el documento diagnóstico sobre márgenes de reserva el cual se determina, con base a la variación de la disponibilidad del parque generador el MRO como criterio restrictivo que debe observarse su cumplimiento en la planificación de la generación. El valor mínimo adoptado para la planificación del SEN es un MRO de 6%, con este valor se obtiene el MR correspondiente.

A continuación se presenta en la figura 1.1.2 la evolución del margen de reserva y margen de reserva operativo en el período 2006–2016.

Figura 1.1.2. Margen de Reserva y Margen de Reserva Operativo del SEN

Página | 4

Figura 1.1.3. Crecimiento Medio Anual de Ventas (%)

1.2.- Proyectos de Inversión 2007-2016 del Sector Eléctrico y de Largo Plazo (2026).

En la figura 1.2.1 se presenta la evolución esperada de la capacidad de estos proyectos, basada en la información proporcionada por la SENER en las reuniones de trabajo del grupo interinstitucional para la elaboración del documento prospectiva del sector eléctrico 2007–2016 [3].

Página | 5

La capacidad adicional no comprometida para el ejercicio de planeación 2007-2016, considera la instalación de 16,187 MW durante este período (ver figura 1.2.2). Esta capacidad es susceptible de instalarse mediante diversos esquemas de inversión, siendo factible mediante la participación privada bajo licitaciones para producción independiente de energía y obra pública financiada (OPF).

En la ubicación y el tipo de tecnología de los proyectos no comprometidos, la ley prevé la posibilidad de que los particulares puedan proponer una ubicación diferente a la programada y el tipo de tecnología a utilizar en los proyectos de generación, aún cuando esto involucre transmisión adicional para llegar al punto de interconexión preferente, y a los de interconexión alternativos especificados por CFE en las bases de licitación. Con lo anterior, se da apertura a otras opciones para aprovechar la energía eléctrica cuyo costo total de largo plazo sea el menor, con la calidad y confiabilidad que requiere el servicio público.

Página | 6

1.2.1. Visión a Largo Plazo en la Planificación del Sector Eléctrico (2026).

Por su importancia dentro de la economía del país, la expansión del sistema eléctrico está ligada a los planes nacionales de desarrollo, primordialmente a través de la prevención de la demanda, que toma en cuenta de manera anticipada el curso de la actividad económica, el crecimiento de la población y la influencia de otras fuerzas que actúan sobre el consumo de electricidad a lo largo del tiempo. La planificación del sector eléctrico se integra a la energética para establecer en coordinación con otros, prioridades en el uso de recursos limitados, planes de importación, y exportación de energéticos, políticas de diversificación, programas de desarrollo de usos múltiples (irrigación, agua potable, generación de energía eléctrica), además la programación de inversiones para su expansión toma en cuenta la disponibilidad limitada a través del análisis financiero [3].

La planificación del sector eléctrico tiene como objetivo diseñar el programa de expansión del SEN que sirva como base para definir la obras de inversiones a realizar, para satisfacer la demanda futura a costo mínimo y con nivel adecuado de confiabilidad y calidad, respetando las disposiciones nacionales en materia energética, social financiera y ambiental.

Si bien la CFE debe elaborar el POISE para los próximos 10 años, los estudios de expansión y los modelos de optimización utilizados en el desarrollo no se limitan a ese período. Por el contrario, el análisis abarca un horizonte de largo plazo, en el que el desempeño, los costos y los beneficios de las nuevas obras son considerados en las decisiones de expansión. Por ejemplo una central termoeléctrica tiene un período de construcción de aproximadamente cuatro años y una vida útil de 25 a 30 años y, para el caso de hidroeléctricas, hasta de 50 años.

Los estudios para la definición del plan de expansión óptimo son bastante complejos por la cantidad de elementos y variables que se consideran. Además, estas últimas involucran un alto grado de incertidumbre en los supuestos básicos, principalmente en el largo plazo, como son:

• Evolución de la demanda de energía eléctrica

Página | 7

• Avances tecnológicos en la generación y transmisión de energía eléctrica

• Costo de inversión de los proyectos

Aunado a ello, en la formulación del plan de expansión de largo plazo se toman en cuenta los aspectos aleatorios que afectan la seguridad del suministro de energía eléctrica, como las salidas forzadas de los equipos de generación y transmisión por fallas en sus componentes principales, y/o condiciones hidrológicas adversas (años tipo seco), ente otros. Por lo anterior, y considerando los problemas de dimensión para representar completamente la estructura existente de los subsistemas de generación y/o transmisión con todos los elementos y variables, el análisis se limita a un horizonte de 20 años, en la cual se considera una cartera de proyectos con mayor cantidad y diversidad de tecnologías disponibles, que compitan en el proceso de toma de decisiones mediante el cual se definen los planes de expansión óptimos.

1.2.2. Participación de las Tecnologías en el Programa de Expansión y Posibilidades de Diversificar las Fuentes de Generación Eléctrica.

La industria eléctrica mexicana enfrentará el reto de satisfacer en 2026 una demanda que se estima superior a 80,000 MW. Para ello, se requerirá de una estructura de fuentes de energía primaria, y de recepción y distribución de combustibles en el territorio nacional, así como de una mayor participación de fuentes de energía renovables, que garanticen un uso sustentable de los recursos nacionales [3].

La capacidad adicional que requerirá el SEN en el futuro, se puede determinar combinando de muy diversas maneras las tecnologías de generación disponibles. La definición de una combinación óptima permitirá satisfacer la demanda prevista a un costo mínimo, para el 2026 se requerirá la adición de aproximadamente 55,000 MW de capacidad a fin de cubrir los requerimientos futuros de energía eléctrica.

Página | 8

En los últimos 40 años, el crecimiento de la capacidad de generación del sector eléctrico se ha apoyado principalmente en tecnologías de hidrocarburos, que constituyen la base fundamental del sistema, gran parte de las centrales generadoras instaladas corresponden a termoeléctricas convencionales que utilizan combustóleo pesado. Sin embargo en los tres últimos años las empresas eléctricas y los productores independientes alrededor del mundo, han mostrado una creciente preferencia por las centrales de ciclo combinado, México no ha sido ajeno a la tendencia globalizada de definir planes de expansión con base en dicha tecnología.

Como consecuencia, el programa de expansión del sistema de generación de CFE, en el mediano plazo, contiene una participación importante en este tipo de centrales que utilizan gas natural como combustible. Aun cuando esta tecnología ha reducido su competitividad por los precios actuales del combustible, es posible mantenerla como una alternativa importante mediante proceso modernos de gasificación integrada de combustible alternos como el carbón, residuos de vacio y biomasa.

Es el aspecto de biomasa resalta la importancia de la utilización de los biocombustibles para la generación de energía eléctrica y su efecto benéfico en la reducción de las emisiones de CO2 a la atmósfera [4]. No obstante, la CFE siempre ha considerado conveniente analizar escenarios diversificados de expansión del sistema de generación que reduzcan la dependencia de un programa basado mayoritariamente en una tecnología y en un solo combustible, y por lo tanto, el riesgo implícito en este tipo de decisiones.

Página | 9

Como resultado de la aplicación de lineamientos y definiciones de desarrollo de la industria eléctrica, en la figura 1.2.3 se muestra la composición del parque de generación a 2026, con una participación acotada de 40% de tecnología de ciclo combinado [1].

Figura 1.2.3 Composición de la Capacidad en 2026 del Servicio Público Nacional.

1.3.- Esquema Contractual del Proyecto RM en la Modalidad de Obra Pública Financiada (OPF).

La fuente de recursos del esquema contractual previsto para la realización de los proyectos RM es el de obra pública financiada (OPF), donde se precisa que el procedimiento de contratación seria mediante licitación pública internacional bajo la ley de obras públicas y servicios relacionados con las mismas, en tanto que las afectaciones, estudios y supervisión de las obras, se cubrirían con recursos presupuestarios propios considerados en los costos fijos de operación de la central generadora.

Página | 10

El contrato que la CFE realiza con el licitante ganador establece como objeto llevar a cabo todas aquellas acciones que le permitan entregar las obras a la CFE en los términos pactados; sus obligaciones no están sujetas a su habilidad para obtener financiamiento. Esto significa, que los aspectos fiscales y el financiamiento para el período de construcción, son responsabilidad del licitante ganador, ya que en situaciones normales, la CFE paga el 100% del precio pactado a la recepción de las obras. Adicionalmente el licitante ganador no es responsable por el financiamiento posterior a la recepción de las obras por parte de CFE, por lo que se incluye a petición de la secretaría de hacienda y crédito público (SHCP) dentro de las bases de licitación, la opción para que el licitante ganador, presenten junto con sus propuestas para llevar a cabo las obras, ofertas de financiamiento en firme para el período de operación por parte de las bancas de fomento a la exportación (ECA´s), o bien, para que la CFE, tenga la posibilidad de utilizar estas fuentes de financiamiento. Es conveniente mencionar que la CFE solo tomaría estos financiamientos, previa autorización de la SHCP, aspecto que se especifica en las bases de concurso [5].

Así mismo dicho contrato prevé, conforme a la ley de obras públicas y servicios relacionados con las mismas (LOPS), casos de terminación anticipada derivados de casos fortuitos, fuerza mayor y/o incumplimientos, situaciones bajo las cuales la CFE deberá pagar lo que se denomina “Valor de Terminación”.

1.4.- Criterios de Referencia para Aplicar la Rehabilitación y/o Modernización.

Actualmente la CFE realiza el análisis económico de los proyectos de rehabilitación y/o modernización (RM) de las unidades generadoras, los cuales son autorizados e incluidos en los programas de inversiones de la SENER, bajo las políticas de uso de combustible y proyecciones de costos de operación y mantenimiento de obras de generación y transmisión (COPAR).

Página | 11

Tula tiene 27 años de operación, aún cuando se han realizado los mantenimientos programados a las unidades generadoras, se tiene la problemática de no contar con el refaccionamiento principalmente por descontinuación de fabricantes. La modernización se refiere a la sustitución por equipos principales y auxiliares de nueva tecnología, de igual manera que la rehabilitación, se requiere su sustitución a partir del alto grado de obsolescencia, agotamiento de vida útil, deficiencia en su diseño y/o falla de los mismos.

La rehabilitación y/o modernización considera que las unidades generadoras se encuentran en operación y únicamente se verifica que los parámetros de evaluación sean atractivos y que la evaluación económica cumpla con las restricciones impuestas a los PIDIREGAS (Proyectos de Impacto Diferido en el Registro de Gasto) por la SHCP en el manual de normas presupuestarias para la administración pública federal.

La evaluación técnica del proyecto RM está asociada a las características de las unidades generadoras en la que será aplicado y se sustenta por no existir diferentes alternativas estudiadas para el proyecto, en virtud de que se trata de acciones muy precisas dirigidas para la rehabilitación y modernización y únicamente con las acciones propuestas es posible cumplir con las metas y objetivos comprometidos. El proyecto RM se considera como parte de las funciones de la CFE, conforme a lo que se establece en los artículos 25 y 28 párrafo cuarto de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, que señalan el carácter estratégico y prioritario de la generación de electricidad [6].

Página | 12 CAPÍTULO II

FUNDAMENTOS TERMODINÁMICOS

En este capítulo se explican los conceptos termodinámicos requeridos para la evaluación técnica de los proyectos RM, los cuales servirán como elementos de juicio para la toma de decisiones y determinar los valores de eficiencia térmica y disponibilidad del ciclo combinado que podrán lograrse con la aplicación del proyecto, así como su viabilidad en este rubro.

2.1.- Ciclo Termodinámico Aplicado a la Turbina de Gas

Un diagrama esquemático de la turbina de gas de aire-estándar se muestra en la figura 2.1.1. La dirección de las principales transferencia de energía se indica en el diagrama con flechas, inicialmente el aire entra al compresor en el estado 1 en condiciones ambientales y el proceso de compresión 1-2 se realiza isoentrópicamente. Posteriormente la elevación de temperatura del fluido de trabajo se obtiene en el proceso de combustión 2-3 mediante la transferencia de calor en la cámara de combustión. Los gases productos de la combustión entran a la turbina de gas en el estado 3, realizando el proceso de expansión 3-4 de manera isoentrópica suponiendo que la turbina de gas opera adiabáticamente, finalmente los gases de escape vuelve al ambiente en el estado 4 con una temperatura mayor que la temperatura ambiente.

Figura 2.1.1. Ciclo de Turbina de Gas de Aire-Estándar.

Debido a las irreversibilidades dentro del compresor y turbina en un ciclo real, el fluido de trabajo experimenta aumentos de entropía específica en estos componentes. A causa de las irreversibilidades existen también caídas de presión cuando el fluido de trabajo atraviesa por la cámara de combustión, sin embargo,

4 3

2

Gases de Escape

Turbina Compresor

C. Combustión

.

ciclo

W

1 Aire

.

e

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dado que las caídas de presión por rozamiento son fuentes de irreversibilidad menos significativas no se consideran para su análisis práctico [7]. En la figura 2.1.2 se muestran las áreas en los diagramas p- y T-s, de la variación del ciclo Joule Brayton ideal y real. El ciclo real se traza con línea contínua y el ideal con línea punteada, a continuación se explican los procesos de ambos ciclos termodinámicos.

Figura 2.1.2. Ciclo Joule Brayton Ideal (línea punteada) y Ciclo Real (línea contínua).

Proceso de compresión (1 – 2).- El proceso de compresión en el ciclo real muestra una entropía específica creciente para una misma relación de compresión que se determina mediante la ecuación:

2

1

p

p

π

(2.1.1)

Donde:

= Presión de Entrada Compresor

= Presión de Salida Compresor

π

Lo anterior explica que el trabajo desarrollado por el compresor incrementa cuando el efecto de las irreversibilidades se hace más pronunciado. De acuerdo a los estados definidos en la figura 2.1.2 el rendimiento isoentrópico de compresor se determina con la ecuación:

p

s T

2s

2

3s

3

4

4s

1

1 4s

4 3

3s

2s

2

p2

2

4

4

1

1 4

4 3

3 2 p2s

p2s

p2

p1s

1

p

2

Página | 14

2 1

2 1

W _{h h}

ideal s

c _{W h h}

real

η = = ₋−

( 2.1.2)

Donde:

ideal

W _{= Trabajo Ideal}

real

W _{= Trabajo Real}

1

h = Entalpía Real Entrada Compresor

2

h = Entalpía Real Salida Compresor

2s

h = Entalpía Isoentrópica Salida Compresor

El valor de este rendimiento isoentrópico en los compresores puede variar entre 0.8 y 0.9, como ejemplo la eficiencia de los compresores de las turbinas de gas 4 y 5 (TG4 y TG5) del paquete norte del ciclo combinado Tula de las pruebas realizadas en mayo de 2008, resultan de 0.82 y 0.83 respectivamente [8].

Proceso de combustión (2 – 3).- El proceso no se realiza a presión constante debido

al rozamiento del fluido de trabajo en la cámara de combustión provocando que la

presión disminuya de un valor p2 a un valor de p3. También se disminuye la temperatura de T3s a T3 con un incremento en la entropía especifica, s3 > s3s.

Proceso de expansión (3 – 4).- El proceso de expansión real en la turbina se realiza con un incremento de entropía, s4 > s4s. A causa del rozamiento se produce un recalentamiento del fluido de trabajo que incrementa la entropía específica. El rendimiento isoentrópico de la turbina se determina mediante la ecuación:

3 4

3 4

W_{real h h} t W_ideal h _{h s}

η = = ₋−

(2.1.3)

Donde:

real

W _{= Trabajo Real}

ideal

W _{= Trabajo Ideal}

3

h = Entalpía Real Entrada Turbina

4

h = Entalpía Real Salida Turbina

4s

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Proceso de expulsión de calor (4).- El proceso real no se efectúa a presión constante a consecuencia de las pérdidas por rozamiento en el ducto de escape de los gases de combustión al ambiente.

El rendimiento interno de la turbina podrá ser del mismo orden que el del compresor y, con frecuencia superior a éste, debido al efecto de las irreversibilidades favorable en la turbina y adverso en el compresor. Como resultado, la relación de compresión en el proceso de expansión resulta menor que en la compresión, esto es:

π

<

π

Finalmente el rendimiento térmico de ciclo viene dado mediante la ecuación:

) )

( _{3 4} ( _{2 1}

)

( _{3 2}

W_t W_c h h h h

Q_e h h

η = − = − ₋− −

(2.1.4)

2.1.1. Rendimiento del Ciclo Joule Brayton (Real) de las Turbinas de Gas.

El estudio del ciclo Joule Brayton ideal proporciona conclusiones que son cualitativamente correctas para las turbinas de gas. La primera de estas conclusiones es que el rendimiento térmico mejora cuando se incrementa la relación

de compresión

π

,

Figura 2.1.3.- Variación del Rendimiento Térmico en Función de la Relación de Compresión.

2 4 6 8 10 12 14

0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6

Relación de Compresión

π

Página | 16

Relación de Compresión

π

También el rendimiento térmico mejora incrementando la temperatura de entrada a la turbina T3 y/o reduciendo la temperatura de entrada al compresor T1, esto de acuerdo a la expresión de la eficiencia térmica del ciclo en función de las temperaturas de entrada y salida del compresor.

En el ciclo real estos factores presentan formas más concretas definidas por la experiencia, resultando incluso ciertas limitaciones. En la figura 2.1.4 se muestra la

variación del rendimiento térmico con respecto a la relación de compresión

π

la temperatura T3. Se muestra una familia experimental de curvas de una turbina de

gas, en la cual se observa que para valores relativamente bajos de T3(500 °C) el rendimiento también es bajo, incrementando primero con la relación de compresión, hasta alcanzar un máximo y disminuir después paulatinamente a medida que

aumenta

π

deT3 el rendimiento fue siempre en aumento con la relación de compresión.

Figura 2.1.4. Variación del Rendimiento Térmico con la Relación de Compresión

π

Temperatura T3

Ahora, si T3 adquiere valores de 600°C, 700°C, 800°C y 900°C, el rendimie nto

mejora a medida que incrementa T3, y se mantiene alto con valores de

π

evidente que la turbina de gas debe trabajar con temperaturas T3 altas (próximas a

ηt

0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

T3 = 900 °C

T3 = 800°C

T3 = 700 °C

T3 = 600 °C

Página | 17

los 1000°C) para obtener un rendimiento térmico que supere el 35 %. Un factor importante en el desarrollo de la turbina de gas son los problemas metalúrgicos, es

por ello que ha incremento la investigación para lograr temperaturas altas de 1000

°C o más en los gases de combustión a la turbina, p rincipalmente a través de la mejora del enfriamiento de sus partes calientes. Aunado a lo anterior las altas temperaturas ocasionan problemas de corrosión y destrucción de los álabes, no solo por el efecto del calor, sino porque se incrementan el depósito de partículas y sales de metales alcalinos tanto en los álabes rotores como estatores.

2.1.2. El rendimiento en función de T1.

En la figura 2.1.5, la temperatura ambiente o temperatura del aire que entra al

compresor T1 tiene una gran importancia en el rendimiento de la turbina de gas, es

decir el rendimiento mejora cuando T1 disminuye. Así mismo la potencia incrementa

a nivel del mar debido a la mayor presión barométrica, la cual reduce el trabajo de compresión.

Figura 2.1.5. Influencia de la temperatura T1 y Altura Sobre el Nivel del Mar.

2.1.3. El Rendimiento Térmico de Ciclo en Función de los Rendimientos Internos del Compresor y de Turbina.

Como se muestra en la figura 2.1.6, el rendimiento térmico de la unidad mejora cuando ηt > ηc, si la eficiencia de la turbina y del compresor toman los valores deηt

-10 0 10 20 30 40 50

Temperatura T₁ (°C) 3

4 5 6 7

MW

Nivel del mar

500 m

1000 m

Página | 18

= 0.85 y η_c= 0.80, se obtiene mayor rendimiento que con los valores deηt= 0.80 y ηc

= 0.85. Esto se debe al efecto de las irreversibilidades que es favorable en la turbina

y es adverso en el compresor. Es importante mencionar que la ηt impacta más el rendimiento global por desarrollar mayor trabajo la turbina que el compresor. En las turbinas de gas de nueva tecnología el rendimiento térmico ha alcanzado valores de 35.0% y hasta el 39.0% [9].

Figura 2.1.6. Rendimiento Térmico Real en Función de la Relación de Compresión π y

Rendimientos Internos del Compresor y de la Turbina.

2.2.- Ciclo Termodinámico Aplicado a la Turbina de Vapor

El ciclo termodinámico Rankine denominado para la turbina de vapor se muestra en la figura 2.2.1. La representación inicia con el arreglo de los componentes del paquete norte de ciclo combinado Tula, los gases de escape de la turbina de gas son enviados al recuperador de calor (HRSG), este aprovecha la energía necesaria para evaporar el agua como fluido de trabajo que pasa a través de HRSG, el vapor saturado proveniente del evaporador es enviado al sobrecalentador para adquirir mayor temperatura. El vapor generado del HRSG (vapor principal) en el estado A se expande a través de la turbinas de alta y baja presión para producir trabajo, descargándose la condensador principal en el estado B a baja presión (presión negativa). El calor rechazado se efectúa por el agua de enfriamiento y es transferido

0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

ηc = ηt = 1.0

Relación de Compresión

π

η

ηc = 0.85, ηt = 0.90

ηc = 0.80, ηt = 0.85

ηc = 0.80, ηt = 0.75

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al ambiente, así mismo el vapor se condensa en el estado C, el agua (liquido sub-enfriado), ahora es enviada a través de la bomba de condensado en el estado D y la bomba de agua de alimentación en el estado F al HRSG y finalmente al evaporador en el estado G para producir vapor e iniciar nuevamente con el ciclo.

Figura 2.2.1. Equipos Principales del Ciclo Aplicado a la Turbina de Vapor.

El calor suministrado por el recuperador de calor, el trabajo neto producido y el calor rechazado está representado en el diagrama de temperatura-entropía del ciclo

Rankine ideal T – s como se muestra en la figura 2.2.2, a continuación se explican

los procesos del ciclo termodinámico.

Figura 2.2.2. Diagrama Temperatura-Entropía de Ciclo Rankine Ideal.

TAP TBP

G

Bomba de Condensado

C E

Extracción

Sobrecalentador Alta Presión

Deareador

TAP TBP

A

H

G

Bomba de Alta Presión

B

F

C Evaporador

D

Bomba Agua de Alimentación

Condensador Principal Generador

Eléctrico Gases Escape de

Turbina de Gas

Recuperador de Calor (HRSG)

Turbina de Alta y Baja Presión

s T

2 8

3 4

5 6

10 9

Calor rechazado

Sección A.P.

Calor aprovechado

Sección Sobrecalentador

7

Página | 20

Proceso de expansión (1–2).- El proceso de expansión isoentrópica del fluido de trabajo se realiza a través de la turbina desde vapor sobrecalentado estado 1, hasta la presión del condensador principal en el estado 2.

Proceso de compresión (3–4 Y 5–6).- El proceso de compresión isoentrópica se realiza a través de las bombas de agua de condensado y agua de alimentación hasta el estado 6 en la zona de líquido subenfriado.

Proceso de adición de calor (4–5 Y 6–1).- El proceso de transferencia de calor hacia el fluido de trabajo se realiza a través del deareador (calentador de contacto directo) y evaporador de alta presión a presión constante, posteriormente el vapor saturado es enviado la sección del sobrecalentador hasta el estado 1, con menor presión debido a las perdidas por rozamiento del fluido de trabajo.

Proceso de rechazo de calor (2–3).- El proceso de transferencia de calor desde el fluido de trabajo se realiza a través del condensador principal, siendo líquido saturado hasta el estado 3, completándose el ciclo.

El rendimiento térmico del ciclo Rankine (ηtv ) está definido por la relación del trabajo neto producido en el ciclo, a través del trabajo de la turbina (Wt ), el trabajo de la

bomba de condensado (Wbc), el trabajo de la bomba de agua de alimentación (Wba)

y el calor suministrado por el recuperador de calor (Qe) por lo que puede expresarse mediante la siguiente ecuación:

) ( )

( (

( ) _{1 2 4 3) 6 5}

)

( _{1 4}

h h

W_t W_bc W_ba h h h h

tv _{Q h h}

e

η

 

− − − + −

− + _{ }

= = ₋

( 2.2.1 )

2.2.1. Eficiencia de la Turbina de Vapor.

De acuerdo con el diagrama h-s de la figura 2.2.3, la eficiencia de la turbina de vapor (ηtv) se obtiene de la siguiente manera:

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En términos de entalpía se obtiene la siguiente ecuación:

)

( _{1 2}

)

( _{1 2}

h h

tv _{h h s}

η = ₋−

( 2.2.2 )

Figura 2.2.3. Línea de Operación de una Etapa

Idealmente la expansión del vapor a través de la turbina ocurre isoentrópicamente, lo cual es mostrado por la línea punteada vertical. En realidad los efectos de las irreversibilidades es mostrada por la línea contínua (expansión real), principalmente por efecto de las pérdidas por perfil y pérdidas secundarias.

2.3.- Pérdidas de Energía

En una central generadora existen pérdidas de energía asociadas con todos los procesos y todos los equipos. Una descripción de estas pérdidas y su efecto pueden ilustrarse convenientemente en un diagrama de Sankey o flujo de energía de las pérdidas [10]. En la figura 2.3.1 se presenta el flujo de energía a través de una turbina de gas en ciclo abierto, permitiendo la visualización de las pérdidas y el calor rechazado, en este diagrama se observa que la salida de energía eléctrica de la unidad corresponde al 30.0% de la entrada total del calor suministrado (combustible) que se utiliza, el 70.0 % restante representa el total de pérdidas de calor en el ciclo y están distribuidas de la siguiente manera:

P₂ P₁

T₁

s

Entropía constante

h2

h1

h2S

Página | 22

Pérdidas en el compresor axial (15%).- Estas son originadas por caídas de presión y/o rozamientos del fluido de trabajo; incluye pérdidas aerodinámicas de las etapas del compresor.

Pérdidas en el turbogenerador (14%).- Las pérdidas especificadas como "pérdidas de turbina y generador eléctrico" incluyen pérdidas aerodinámicas de las etapas, pérdidas en el escape de la turbina de gas, caídas de presión, fugas y pérdidas mecánicas. Puede observarse que esta pérdida representa una eficiencia del turbogenerador de 83.5%, aproximadamente.

Pérdidas por escape turbina de gas 39.54%.- Esta es la mayor pérdida del proceso y representa el calor rechazado de los gases de escape de la turbina de gas, que se envía al ambiente.

Pérdida por servicios auxiliares 1.4%.- Parte de la energía eléctrica producida por el generador eléctrico, es consumida por el equipo auxiliar de la unidad generadora, por ejemplo: bombas, ventiladores, válvulas, etc.

Si del 100% del calor suministrado restamos el total de las pérdidas del proceso se obtiene el trabajo neto para producir la salida de energía eléctrica, éste

resultado se puede considerar como la eficiencia térmica de la turbina de gas en ciclo abierto.

100% - 70% = 30.0%

Figura 2.3.1. Diagrama de Sankey del Ciclo Abierto. 15.0%

COMPRESOR

100%

85%

14%

TURBOGENERADOR

71%

39.54%

ESCAPE TURBINA DE GAS

CONSUMO AUXILIARES

1.46%

31.46%

30% ENERGÍASALIDA

Página | 23

El diagrama de Sankey de ciclo combinado se muestra en la figura 2.3.2, la combinación se origina al aprovechar los gases de escape de la turbina de gas, siendo la mayor pérdida del proceso (equivalente al 39.54%). De manera similar que en la turbina de gas, pero ahora en el ciclo de la turbina de vapor el trabajo neto para producir la salida de energía eléctrica es de 10.6%; por lo que a continuación se explican las perdidas en el ciclo de la turbina de vapor.

Figura 2.3.2 Diagrama de Sankey del Ciclo Combinado.

Recuperador de calor 7.9%.- Debido a su diseño, construcción y operación, este equipo es de alta eficiencia aprovechando el 31.6% del calor que recibe.

Naturales y ciclo 15.8%.- El término "naturales y ciclo" es una combinación de diferentes pérdidas e irreversibilidades en los equipos y del fluido de trabajo, los cuales son:

Calor rechazado en el condensador principal, siendo la mayor pérdida en el ciclo de la turbina de vapor.

Pérdidas por rozamiento y/ó caídas de presión a través de líneas, tuberías, válvulas, calentadores de agua. Por ejemplo esto se presenta en los sistemas de agua de condensado y agua de alimentación.

15%

COMPRESOR

100% _85%

14%

TURBOGENERADOR A GAS

71%

ESCAPE TURBINA DE GAS

CONSUMO AUX.

1.46%

31.46% _30%

39.54%

7.9% HRSG

15.8%

NATURALES Y CICLO

31.6%

3.9%

TURBOGENERADOR A VAPOR

1.2%

CONSUMO AUX.

10.6%

15.8% _11.8%

Salida energía eléctrica

Página | 24

Turbogenerador 3.9%.- De manera similar que en el ciclo de la turbina de gas, se incluye las pérdidas aerodinámicas de las etapas, pérdidas en el escape del vapor en la última etapa de la turbina, caídas de presión, rozamientos y pérdidas mecánicas.

Servicios auxiliares 1.2%.- Es la energía eléctrica producida por el generador eléctrico y que se consume por el equipo auxiliar de la unidad generadora, por ejemplo: bombas, ventiladores, válvulas, etc.

Utilizando el valor de salida de energía eléctrica, como se muestra en el diagrama de Sankey del ciclo combinado (ver figura 2.3.2), para ambos ciclos se obtiene que la eficiencia térmica es:

Eficiencia Térmica = 30.0% + 10.6% = 40.6%

2.3.1. Régimen Térmico del Ciclo Combinado.

El régimen térmico del ciclo combinado es determinado tomando el inverso de la salida eléctrica de la planta y multiplicada por el factor de conversión a kcal/kWh.

Régimen Térmico Neto (2.3.2)

La metodología explicada permite determinar las pérdidas más significativas del paquete de ciclo combinado, y por lo tanto seleccionar los equipos que serán rehabilitados y/o modernizados en un proyecto RM. Así mismo tres criterios adicionales para seleccionar éstos equipos son; obsolescencia, deficiencia de diseño, y pérdida de energía (falla) como áreas de mejora al desempeño del la unidad generadora.

En la tabla 2.3.3 parámetros de evaluación y cálculos se muestra la información requerida para la evaluación técnica-económica del paquete norte de ciclo combinado norte de 251 MW, basado en un análisis incremental (escenarios sin proyecto y con proyecto) que se desarrollará en el capítulo IV de este trabajo.

1

* 860 2148.22 /

0.406 kcal kWh

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Tabla 2.3.3. Parámetros de Evaluación y Cálculos.

Paquete Norte

244 70.69% 40.70% 2.18%

2,160 9113 8760

Paquete Norte

80.00% 52.63% 1,634 1,670 Usos propios

Régimen térmico neto sin proyecto (kcal/kWh) Poder calorífico superior del gas (kcal/m3) Horas en el año

Cálculos

Régimen térmico bruto con proyecto (kcal/kWh) Régimen térmico neto con proyecto (kcal/kWh) Factor de planta con proyecto

Eficiencia con proyecto Potencia bruta (MW) Factor de planta sin proyecto Eficiencia sin proyecto

Parámetros de Evaluación

Página | 26

CAPÍTULO III

FUNDAMENTOS ECONÓMICOS

En este capítulo de definirán los conceptos económicos requeridos para la elaboración de un proyecto de inversión RM los cuales requieren de una serie de estudios técnicos e institucionales que determinen su viabilidad, sobre el mercado, el suministro de insumos, los recursos humanos disponibles y las alternativas tecnológicas. Esta evaluación será un mecanismo que contribuye a la toma de decisiones.

Según la perspectiva que se adopte para evaluar un proyecto de inversión RM, se pueden distinguir tres tipos de evaluación:

a) Evaluación Financiera b) Evaluación Económica c) Evaluación Social

Los distintos tipos de evaluación funcionan de manera complementaria. Un proyecto debe ser factible tanto financiera, como económicamente y ser atractivo desde el punto de vista social. En el presente trabajo no se tocará la evaluación financiera y social.

3.1.- Aplicación de Matemáticas Financieras para el Análisis Económico.

3.1.1. Interés.

El interés se define como la renta que se paga por utilizar dinero prestado, o como la renta que se cobra por invertir dinero. La fracción que representa la renta respecto al capital prestado se llama tasa de interés, y se expresa normalmente en por ciento. Es importante resaltar que aunque una inversión sea financiada con dinero propio, el capital tiene un costo, representado por la renta que se deja de recibir por él.

3.1.2. Interés Simple.

Página | 27

( )( )

F

= +

P

P i n

Donde:

i= Tasa de interés por período de interés.

n

P

F

3.1.3. Interés Compuesto.

Es el interés devengado por el principal en un período y que devenga intereses en los períodos subsecuentes, es decir, se capitaliza. El interés compuesto se calcula mediante la ecuación:

(1

)

F

=

P

+

i

Un ejemplo se muestra en la figura 3.1.3 los datos calculados a partir de un principal de $ 1,000.00 para el interés simple y compuesto en diferentes plazos, y efectuar una comparación de los montos finales [11].

Figura 3.1.3 Comportamiento del Interés Simple y Compuesto. Número

de Períodos

Valor Futuro

Int. Simple Int. Comp. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1,100 1,200 1,300 1,400 1,500 1,600 1,700 1,800 1,900 2,000 1,100 1,210 1,331 1,464 1,610 1,771 1,948 2,143 2,357 2,593 0 500 1000 1500 2000 2500 3000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Número de Periódos

V al or F ut ur o ($ )

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Cuando el número de capitalizaciones en un período es mayor que 1 la ecuación del interés compuesto se determina:

(1

/

)

F

=

P

+

i m

Donde:

i= Tasa de interés por período de interés.

n

m

P

F

Sustituyendo en la ecuación 3.1.4 los valores para un crédito de $ 100.00 pagadero a 5 años, con una tasa de interés del 10.0% y capitalización (anual, semestral, bimestral, mensual, semanal, diaria y horaria), se observa en la figura 3.1.4 que el monto incrementa con el número de capitalizaciones en forma asintótica; el valor al cual tiende es el monto que se obtiene con una "capitalización contínua".

130 135 140 145 150 155 160 165 170

0 10 20 30 40 50 60

Va

lo

r f

ut

ur

o

F

Nº de capitalizaciones al año

Página | 29 3.1.4. Tasa Nominal y Tasa Efectiva.

En los cálculos anteriores, la tasa del 10.0% empleada es una tasa nominal, y que dependiendo del número de capitalizaciones se tiene una tasa de interés efectiva diferente. Para encontrar la tasa efectiva, a partir de la tasa nominal, se determina mediante la siguiente ecuación:

(1

/

)

1

e

T

= +

i m

−

Donde:

e

T

i= Tasa nominal.

m

En el caso de capitalización contínua, la tasa efectiva es:

lim (1

/

)

1

1

e m

T

i m

e

→∞

=

+

− = −

Conocida la tasa equivalente, el monto final se puede calcular con la ecuación:

F

=

P

(1

+

T

)

Continuando con los valores para un crédito de $ 100.00 pagadero a 5 años, con una tasa de interés del 10.0% y capitalización (anual, semestral, bimestral, mensual, semanal, diaria y horaria), la tasa efectiva resulta de 10.52%. El resultado del monto final para los diferentes casos se muestra en la tabla 3.1.4.

Tabla 3.1.4. Monto Final por Tipo de Capitalización.

Tipo _{Capitalización}Tipo de _{Capitalizaciones}Nº de Monto Final_F=P(1+Te)

ⁿ

Simple 0 150.0

anual 1 161.1

semestral 2 162.9

bimestral 6 164.2

mensual 12 164.5

semanal 52 164.8

diario 365 164.9

horario 8760 164.9

contínua 164.9

C

om

pu

es

to