Informe central ciclo combinado

Departamento de Ingeniera ElectricaFacultad de Ciencias Fsicas y MatematicasUniversidad de ChileEL5003 - Taller de Proyecto

Informe

Proyecto Central Termoelectrica de CicloCombinado

Profesor:Arturo Otto V.

Autores:Daniel Friedman

Eileen Guevara

Victor Daz O.

Fecha:11 de junio de 2015

EL5003 - Taller de Proyecto

Indice

1. Introduccion 3

2. Antecedentes 42.1. Central Termoelectrica de Ciclo Combinado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

2.1.1. Turbogrupo de gas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42.1.2. Turbogrupo de vapor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

2.2. Partes principales de una Central de Ciclo Combinado . . . . . . . . . . . . . . . . 42.2.1. Turbina de gas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42.2.2. Caldera de recuperacion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42.2.3. Turbina de vapor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

2.3. Configuraciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52.3.1. Configuracion Monoeje . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52.3.2. Configuracion multieje 1x1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72.3.3. Configuracion multieje 2x1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

2.4. Funcionamiento de la Central . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102.5. Plano de servicios Auxiliares (SS.AA.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102.6. Especificaciones tecnicas de los equipos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122.7. Malla de tierra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 132.8. Carta Gantt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 142.9. Presupuestos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 142.10. Exigencias medio ambientales en Centrales Termicas segun leyes nacionales vigentes. 16

2.10.1. Norma de emision para centrales termoelectricas . . . . . . . . . . . . . . . . 17

3. Conclusiones 23

4. Referencias 24

5. Anexos 255.1. Plano unilineal de la Central . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 255.2. Plano de servicios Auxiliares (SS.AA.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 265.3. Planos de disposicion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

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Indice de tablas

1. Personal empleado durante construccion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 152. Presupuesto fiscal y credito, parte 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 163. Presupuesto fiscal y credito, parte 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 164. Caractersticas de las emisiones estimadas con gas natural (Configuracion 2x1 Ciclo

Combinado) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 175. Lmites de emision para fuentes emisoras existentes (mg/Nm3) . . . . . . . . . . . . 186. Lmites de emision para fuentes emisoras nuevas (mg/Nm3) . . . . . . . . . . . . . 187. Lmite de emision para Mercurio (Hg) para fuentes emisoras existentes y nuevas que

utilicen carbon y/o petcoke (mg/Nm3) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

Indice de figuras

1. Configuracion monoeje . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52. Configuracion multieje 1x1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73. Configuracion multieje 2x1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84. Malla de tierra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 135. Carta Gantt proceso de construccion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 146. Plano unilineal de la central . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 257. Plano de servicios Auxiliares (SS.AA.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 268. Plano de disposicion general . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 279. Plano de disposicion Turbina a Vapor y Turbina a Gas . . . . . . . . . . . . . . . . 2810. Plano Patio Alta Tension . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

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1. Introduccion

El presente informe corresponde al desarrollo de la Ingeniera basica electrica de una Centralde Ciclo Combinado de 350 MVA, el cual comprende el diseno de un bloque de generacion de ciclocombinado (gas/vapor) que utilizara gas natural como combustible principal

Dicho diseno incluye todo el equipamiento de generacion de la central (lnea gas y lnea vapor)y los transformadores de poder elevadores de razon 13,8 / 230 (+/- 2 x 2,5 %) kV con los panosde salida.

En particular se presenta a continuacion el funcionamiento de la central, sus planos respecti-vos, las especificaciones tecnicas de los equipos, memoria de calculos, Carta Gantt a seguir y lospresupuestos.

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2. Antecedentes

2.1. Central Termoelectrica de Ciclo Combinado

En este tipo de centrales se genera electricidad mediantes la utilizacion conjunta de dos turbinas:

2.1.1. Turbogrupo de gas

Se produce el denominado Ciclo de Brayton, el cual toma el aire de la atmosfera lo utilizacomo energa mecanica o electrica mediante un proceso de calentamiento y compresion, utiliandogas.

2.1.2. Turbogrupo de vapor

Se produce el denominado Ciclo de Rankine, el que utiliza el calor del proceso anterior paraproducir trabajo o energa mediante vapor de agua.

La combinacion de estos dos procesos permite que este tipo de centrales electricas llege a nivelesde eficiencia del orden de 57 %, mientras que las convencionales solo llegan en torno al 35 %

2.2. Partes principales de una Central de Ciclo Combinado

Las partes que componen una central de ciclo compinado son:

2.2.1. Turbina de gas

La cual consta de:

Compresor: Inyecta el aire a presion para la combustion del gas y la refrigeracion de zonascalientes.

Camara de combustion: Se mezcla el combustible (en este caso gas natural) con el aire apresion. Aqu se produce la combustion.

Turbina de gas: Llegan los gases de la camara de combustion y se produce su expansion entres o cuatro etapas. La temperatura de los gases es cercana a los 1400oC en la entrada y alos 600oC en la salida.

2.2.2. Caldera de recuperacion

En esta caldera se aprovecha el calor que viene de los gases de la turbina de gas mediante unciclo de agua-vapor.

2.2.3. Turbina de vapor

Generalmente esta turbina es de tres cuerpos y tiene tecnologa convencional.

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2.3. Configuraciones

En una central de ciclo combinado gas-vapor es comun que la turbina de vapor sea alimentadapor las calderas de recuperacion de calor de varias turbinas de gas. Esto permite diferenciar lostipos de configuracion posibles para las centrales. Otro factor posible para diferenciar las centraleses el alineamiento de los generadores en un solo eje o cada alternador con su propio eje.

2.3.1. Configuracion Monoeje

Figura 1: Configuracion monoeje

En las configuraciones monoeje el generador se puede ubicar en el extremo del eje, lo que damayor facilidad de mantenimiento, o entre las turbinas de gas y vapor. En la segunda configuracionse utiliza un embrague que acopla la turbina de vapor con el eje, lo que permite generar solo conla turbina de gas.

Esta es una configuracion 1x1 lo que significa que una turbina de gas alimenta una caldera derecuperacion de calor, lo que produce vapor para un ciclo de Rankine.

La configuracion que utiliza un embrague tiene varias ventajas. Requiere un generador menosque las configuraciones multieje, lo que significa que el costo de inversion es menor pues no solose requiere de menos equipos, el costo de obra civil es menor. La obra civil es mas barata pues elpuente grua es de menor luz y se requiere menos espacio que en la configuracion de multieje.

Al tener el generador entre las turbinas proporciona un mayor equilibrio al conjunto. El em-brague permite un arranque mas sencillo, independizando el rodaje de la turbina de gas con la devapor. En la configuracion monoeje sin embrague se requiere una caldera auxiliar para calentarpreviamente el vapor en el arranque de la turbina.

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Las desventajas que se destacan de esta configuracion son la menor flexibilidad comparadocon la configuracion multieje pues no se suele utilizar una chimenea de by-pass. Esto significa quetampoco es posible el montaje y la puesta en marcha por fases.

El uso de un solo generador significa que el conjunto es menos fiable y solo puede alimentara una tension. Revisar el generador es mas difcil pues hay que desplazarlo para poder extraer elrotor.

La configuracion monoeje sin embrague tiene ventajas e inconvenientes respecto a multiejessimilares a la configuracion con embrague. Las diferencias con la monoeje con embrague se detallancontinuacion.

La posicion del generador en un extremo facilita su revision e inspeccion. La posicion delcondensador requiere un pedestal de mayor altura y por tanto mayor inversion en la obra civil.El arrance estatico de la turbina de gas requiere de mayor potencia, pues se debe arrastrar laturbina de vapor en el inicio del rodaje. Tambien requiere una caldera auxiliar en los arranquespara proporcionar la presion de vapor de cierres, de vaco y de refrigeracion inicial de la turbinade vapor durante el rodaje.

Se concluye que esta configuracion no es preferida, requiere el funcionamiento de ambas turbinaso ninguna.

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2.3.2. Configuracion multieje 1x1

Figura 2: Configuracion multieje 1x1

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En las configuraciones multieje cada turbina tiene su propio eje y generador, lo que facilita elfacil mantenimiento de generadores y turbinas.

La configuracion multieje 1x1 significa una turbina de gas y una de vapor. Esto permite elfuncionamiento con solo la turbina de gas, virtiendo los gases a la atmosfera. La turbina de gastiene mayor disponibilidad, pues puede operar en caso de avera de la turbina de vapor.

El condensador se puede montar axialmente o en una posicion inferior. La presencia de dosgeneradores diferentes permite suministrar energa electrica con dos tensiones.

Las desventajas de esta configuracion son la necesidad de dos generadores y dos transformado-res, lo que significa una inversion mayor y mayor espacio necesario.

2.3.3. Configuracion multieje 2x1

Figura 3: Configuracion multieje 2x1

Esta configuracion multieje, con dos turbinas de gas y una turbina de vapor, es la seleccionadapara el proyecto realizado. Esto se realiza debido a las ventajas que hacen de esta configuracion lapreferida en la industria. Al utilizar dos turbinas de gas para alimentar una de vapor se logran tresunidades generadores de misma potencia, lo que facilita la mantencion y el reemplazo de partesde las maquinas.

Las ventajas que mas se destacan se enumeran a continuacion: Requieren menor coste deinversion que dos monoejes de la misma potencia, aproximadamente 10 por ciento menos. Lacentral tiene mayor flexibilidad de operacion, con la posibilidad de funcionar con una turbina degas y la turbina de vapor y arrancar de forma rapida la segunda turbina de gas.

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Esta configuracion tiene mejor rendimiento frente a cargas parciales, particularmente a mediacarga pues se puede reducir la potencia en solo una turbina.

De igual manera que las centrales multieje 1x1, se tiene facil acceso a los generadores paramantencion e inspeccion. Utiliza equipos de arranque estaticos pequenos para las turbinas de gas.No es necesaria una caldera auxiliar para obtener las presiones de arranque y vaco.

Al utilizar generadores de menor potencia es posible utilizar maquinas refrigeradas por aire.Como posible inconveniente se destaca la necesidad de un by-pass de gases para permitir el

vertimiento atmosferico en caso que la turbina de vapor este fuera de servicio.

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2.4. Funcionamiento de la Central

El principio de funcionamiento de una central de ciclo combinado estandar es el siguiente:

El aire es comprimido a alta presion en el compresor y pasa a la camara de combustion,mezcladose con el combustible. Luego, los gases de combustion (con energa calorfica) pasan a laturbina de gas donde se expanden, transformandose en energa mecanica en el eje. Los gases quesalen de la etapa anterior se llevan a una caldera de recuperacion de calor para producir vapor,dando inicio a un ciclo agua-vapor convencional. Cuando el vapor sale de la turbina se condensa yvuelve a la caldera para comenzar un nuevo ciclo de produccion de vapor.

La configuracion usada en este trabajo es de 2x1, la cual tiene la ventaja de poder funcionarcon una turbina de gas y una de vapor y arrancar rapidamente la segunda turbina de gas.

2.5. Plano de servicios Auxiliares (SS.AA.)

A continuacion se enumeraran los sistemas auxiliares que son imprescindibles para el correctofuncionamiento de una central de ciclo combinado, otorgando la confiabilidad y flexibilidad de laoperacion:

Aparte de estos sistemas se necesitan servicios auxiliares electricos:

De corriente alterna

Servicios auxiliares de unidad Servicios auxiliares de la subestacion Servicios auxiliares no esenciales de la casa de maquinas Servicios auxiliares externos

De corriente directa

Cargador de bateras. Banco de bateras. Tableros de distribucion.

Sistema de control. Sistema de proteccion. Inversores para los sistemas de comunicacion. Alumbrado de emergencia. Circuitos de disparo de los interruptores. Motores de carga de resortes almacenadores de energa de interruptores. Bombas, en determinado tipo de diseno. Sistema de senalizacion y alarmas.

Electromecanicos

Sistema de refrigeracion principal (MCW)

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Sistema de refrigeracion de equipos (CCW) Planta de tratamiento de agua (PTA) Estacion de regulacion y medida de gas (ERM) Sistema de tratamiento de vertidos (PTE) Sistema contra-incendios Sistema de depuracion de combustibles lquidos Sistema de produccion de aire comprimido

En particular, las cargas de los servicios auxiliares de corriente alterna son:

Servicios auxiliares de unidad

Bomba de agua para el enfriamiento de la unidad. Calefactores de la unidad. Bomba de aceite del regulador de velocidad. Bombas de aceite para los cojinetes de gua y empuje si se requieren. Ventiladores de enfriamiento para el equipo de excitacion. Ventiladores de enfriamiento para los transformadores.

Control de motores y servicios auxiliares generales

Ventilacion e iluminacion de la casa de maquinas. Compresores de aire para los interruptores de maquina y para el acumulador aire aceite

del regulador de velocidad.

Alimentacion para las herramientas del taller. Puente grua. Cargadores de batera para servicios auxiliares de corriente directa (Tableros de control

para las maquinas, iluminacion de emergencia, etc.).

Servicios auxiliares del patio de la subestacion

Motores para la operacion de interruptores y seccionadores. Tomas e iluminacion del kiosco de reles. Calefaccion de los interruptores y seccionadores. Cargadores de bateras para los servicios auxiliares de corriente continua.

En la seccion Anexos se puede encontrar el plano de los servicios auxiliares de la central.

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2.6. Especificaciones tecnicas de los equipos

Unidades generadoras de gas y vapor:

El numero de unidades generadoras a gas definira la configuracion de la central de generacion.La configuracion utilizada en este trabajo es de 2x1, lo que significa que se tiene tienen dosunidades de gas y una de vapor. De esta forma, cada turbogenerador (2 unidades) tendra unapotencia nominal de 110[W] a una velocidad de 15000[rpm] y tension nominal de 13.8[kV],mientras que la turbina a vapor tendra una potencia bruta nominal de 100[W], 15000[rpm]y y tension nominal de 13.8[kV].

Luego, considerando las dos turbogeneradoras de gas y una de vapor la potencia brutamaxima de la central de generacion sera de 320 [W] con un factor de potencia de 0,91.

La turbina a vapor utilizada es de modelo SST-500, con las siguientes especificaciones tecni-cas:

Potencia nominal 100[MW] Presion de entrada nominal 30[bar]/435[psi] Temperatura de entrada nominal 400oC/750oF Velocidad angular nominal 15000[rpm] Bleed up to 2, at various pressure levels

Y las turbinas a gas utilizadas son de modelo Siemens SGT6-2000E y cumplen con lassiguientes especificaciones tecnicas:

Potencia nominal 113[MW] Eficiencia bruta 34 % Consumo especfico neto 10606[kJ/kWh] Velocidad angular nominal 15000[rpm]

Subestacion electrica (S/E)

De acuerdo a la configuracion utilizada la S/E contara con 3 panos para la llegada de lostransformadores elevadores, correspondientes a las 3 unidades generadoras. Ademas, contem-plara un pano de interruptor de transferencia y dos panos equipados de salida de lneas.

Los principales componentes de la S/E seran:

Transformador de Poder 13,8 / 230 kV Transformadores auxiliares 13,8 / 6 kV Barra de 230 kV

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Interruptores 230 kV Desconectadores trifasicos 230 kV, con puesta a tierra. Desconectadores trifasicos 230 kV, sin puesta a tierra. Interruptor acoplador 220 kV

2.7. Malla de tierra

Figura 4: Malla de tierra

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2.8. Carta Gantt

Figura 5: Carta Gantt proceso de construccion

2.9. Presupuestos

Durante la fase de construccion de la Central se utilizara una cantidad variable de mano de obraa lo largo del tiempo. Se estima un total aproximado de 1.733 trabajadores distribuidos durantetoda la fase de construccion.

En la tabla a continuacion se indica la distribucion de la dotacion de este personal segun suposicion.

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Tabla 1: Personal empleado durante construccion

Especialidad Cantidad

Supervision superior 56Administrativos/secretara 53

Topografos/Alarifes 11Servicios/Bodega/Instalacion de faenas 16

Serenos/Vigilancia 7Prevencion de riesgos 7

Obras civiles 583Montajes de estructuras 355

Montaje mecanico 147Montaje piping 217

Montaje electrico 140Instrumentacion y control 142

Total 1733

La mano de obra que desarrollara cada una de las etapas puede clasificarse, en cuanto a susespecialidades, de la siguiente forma:

Obras Civiles: Capataces, Topografos, Concreteros, Carpinteros, Albaniles, Enfierradores,Pintores, Choferes y Operadores de equipos;

Montaje Mecanico: Soldadores, Mecanicos, Montadores, Caldereros, Canoneros;

Instrumentacion y Control: Instrumentistas;

Electricidad: Electricistas;

Administracion: Servicios generales, Ingenieros y supervisores, Empleados administrativos.

Estos profesionales perteneceran a las empresas que se adjudiquen las licitaciones de construc-cion.

La inversion total del proyecto es de USD 261,212,800 incluido IVA. Es importante indicar queel monto de la inversion contempla todos los insumos, mano de obra calificada y no calificada,materiales y equipos necesarios para la realizacion de cada componente. Se incluye ademas unpresupuesto que se utilizara en obras de desarrollo territorial.

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Tabla 2: Presupuesto fiscal y credito, parte 1

Componente/Rubro Credito externo Fiscales Credito externo Fiscales2015 2015 2016 2016

Equipamiento de proyecto 25.500.000,00 34.500.000,00 70.000.000,00de ciclo combinado

Ingeniera, obra civil, montaje 20.500.000,00 22.000.000,00electromecanico, puesta en marcha

Fiscalizacion 3.600.000,00 4.162.500,00

Administracion del proyecto 640.000,00 740.000,00

Remediacion ambiental 288.461,00 1.153.846,00

Desarrollo territorial 3.400.000,00 2.200.000,00

IVA 19 % 3.895.000,00 1.506.407,59 4.180.000,00 1.568.705,74

Total 49.895.000,00 43.934.868,59 96.180.000,00 9.825.051,74

Tabla 3: Presupuesto fiscal y credito, parte 2

Credito externo Fiscales Total2017 2017

33.000.000,00 163.000.000,00

24.500.000,00 67.000.000,00

2.587.500,00 10.350.000,00

460.000,00 1.840.000,00

1.057.692,00 2.499.999,00

400.000,00 6.000.000,00

4.655.000,00 855.986,48 16.661.099,81

62.155.000,00 5.361.178,48 267.351.098,81

2.10. Exigencias medio ambientales en Centrales Termicas segun leyesnacionales vigentes.

La utilizacion de gas natural para la generacion de electricidad mediante la tecnologa del ciclocombinado se encuentra dentro de la poltica medioambiental de un gran numero de pases, ya

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que ofrece un gran numero de ventajas en comparacion con el resto de tecnologas de produccionelectrica.

En concreto, las emisiones de CO2 en relacion a los kWh producidos son menos de la mitad delas emisiones de una central convencional de carbon.

Las emisiones emitidas con la configuracion utilizada se describen a continuacion:

Tabla 4: Caractersticas de las emisiones estimadas con gas natural (Configuracion 2x1 Ciclo Com-binado)

Parametros chimeneas Unidades CH-1 (By-pass 1) CH-4 (Principal 2)

Emisiones MP g/s 1.5 1.5Emisiones MP mg/m3 3.7 3.7Emisiones SO2 g/s 0 0Emisiones SO2 mg/m3 0 0Emisiones NO2 g/s 22 22Emisiones NO2 mg/m3 50 50Emisiones CO g/s 25.2 25.2Emisiones CO mg/m3 64.84 64.84

Emisiones VOC g/s 0.46 0.46Emisiones VOC mg/m3 1.06 1.06Emisiones TOC g/s 3.63 3.63Emisiones TOC mg/m3 9 9

Metano g/s 1.61 1.61Metano mg/m3 4 4

2.10.1. Norma de emision para centrales termoelectricas

La circular 1/2015, Medio Ambiente, publicada el 25-02-2015, interpreta administrativamenteesta norma con la finalidad de uniformar criterios de aplicacion, aclarar sentido y alcance de lanorma.

Ttulo I: Objetivo, aplicacion territorial y definiciones

Artculo 1o. La presente norma de emision para termoelectricas tiene por objeto controlar lasemisiones al aire de Material Particulado (MP), oxidos de Nitrogeno (NOx), Dioxido de Azufre(SO2) y Mercurio (Hg), a fin de prevenir y proteger la salud de las personas y el medio ambiente.La norma de emision es de cumplimiento obligatorio en todo el territorio nacional.

Artculo 2o. La norma de emision para termoelectricas se aplica a unidades de generacionelectrica, conformadas por calderas o turbinas, con una potencia termica mayor o igual a 50 MWt(megavatios termicos, considerando el lmite superior del valor energetico del combustible). Elcumplimiento de los lmites maximos de emision se verificara en el efluente de la fuente emisora, elque puede considerar una o mas unidades generadoras. Se exceptuan de esta regulacion calderas y

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turbinas que forman parte de procesos de cogeneracion.

Artculo 3o. Para los efectos de lo dispuesto en este decreto, se entendera por:a) Termoelectrica: Instalacion compuesta por una o mas unidades destinadas a la generacion deelectricidad mediante un proceso termico.b) Unidad de generacion electrica: Unidad conformada por una caldera o una turbina.c) Fuente emisora existente: Unidad de generacion electrica que se encuentra operando o declara-da en construccion, de conformidad a lo dispuesto por el artculo 272, del Reglamento de la LeyElectrica, DS No 327, de 1997, del Ministerio de Minera, con anterioridad al 30 de noviembrede 2010, inclusive, siempre y cuando sea puesta en servicio a mas tardar un ano despues de lafecha establecida en el Cuadro No 4 Programa de obras del SIC (Construccion), respecto de lasobras de generacion en construccion, y Cuadro No 2 Proyectos de Generacion en Construcciony Recomendados, respecto de los proyectos en construccion, contenidos en los Informes TecnicosDefinitivos de la Fijacion de Precios de Nudo del mes de octubre de 2010, del Sistema Interconec-tado Central y del Sistema Interconectado del Norte Grande, respectivamente. Este plazo podraampliarse por una sola vez para cada fuente y por el plazo maximo de un ano, previo informe fun-dado del Ministerio de Energa, mediante decreto dictado por orden del Presidente de la Republicay expedido por el Ministerio del Medio Ambiente.d) Fuente emisora nueva: Unidad de generacion electrica que no cumple con los requisitos para serconsiderada fuente emisora existente.

Ttulo II: Lmites maximos de emision y plazo para el cumplimiento

Artculo 4o. Los lmites maximos de emision se indican a continuacion:

Tabla 5: Lmites de emision para fuentes emisoras existentes (mg/Nm3)

Combustible Material particulado (MP) Dioxido de azufre (SO2) Oxidos de Nitrogeno (NOx)

Solido 50 400 500Lquido 30 30 200

Gas no aplica no aplica 50

Tabla 6: Lmites de emision para fuentes emisoras nuevas (mg/Nm3)

Combustible Material particulado (MP) Dioxido de azufre (SO2) Oxidos de Nitrogeno (NOx)

Solido 30 200 200Lquido 30 10 120

Gas no aplica no aplica 50

Las condiciones normales (N), corresponden a 25oC y 1 atmosfera. Los lmites de las TablasNos 1, 2 y 3 se deben corregir por oxgeno (O2) en base seca, de acuerdo a lo siguiente:a. Calderas: 6 % para combustibles solidos y un 3 % para combustibles lquidos y gaseosos.

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Tabla 7: Lmite de emision para Mercurio (Hg) para fuentes emisoras existentes y nuevas queutilicen carbon y/o petcoke (mg/Nm3)

Combustible Mercurio (Hg)

Carbon y/o petcoke 0.1

b. Turbinas: 15 % para combustibles lquidos o gaseosos.c. En el caso de ciclos combinados, turbina y caldera, la correccion de oxgeno es de un 15 %.

Los valores lmites de emision para Material Particulado (MP) y Dioxido de Azufre (SO2) delas Tablas No 1 y No 2, se evaluaran sobre la base de promedios horarios que se deberan cumplirdurante el 95 % de las horas de funcionamiento. El 5 % de las horas restantes comprende horas deencendido, apagado o probables fallas.

Los valores lmites de emision para fuentes emisoras existentes de la Tabla No 1, para oxidos deNitrogeno (NOx) se evaluaran sobre la base de promedios horarios y se deberan cumplir duranteel 70 % de las horas de funcionamiento.

Los valores lmites de emision para oxidos de Nitrogeno (NOx) de la Tabla No 2 se evaluaransobre la base de promedios horarios y se deberan cumplir durante el 95 % de las horas de funciona-miento. El 5 % de las horas restantes comprende horas de encendido, apagado o probables fallas.

El valor lmite de emision de la Tabla No 3 se evaluara a lo menos una vez cada seis mesesdurante un ano calendario y se considerara sobrepasado cuando alguno de los valores exceda elvalor lmite de emision.

En relacion al Nquel y Vanadio, y sin perjuicio de la obligacion para las fuentes emisoras dereportar sus emisiones establecida en la presente norma, los valores lmites de emision para estosmetales se estableceran en la primera revision de la norma que se realice de conformidad al inciso4o del artculo 32 de la ley No 19.300.

Artculo 5o. Las fuentes emisoras existentes deberan cumplir con los valores lmites de emisionde la Tabla No 1 para Material Particulado (MP) en un plazo de 2 anos y 6 meses, contado desdela fecha de publicacion del presente decreto. El plazo de cumplimiento de los demas parametros delas Tablas No 1 y No 3 correspondera a 4 anos contados desde la publicacion del presente decretoen zonas declaradas latentes o saturadas por MP, SO2 o NOx con anterioridad a esta fecha y de5 anos en aquellas zonas que no se encuentren declaradas como latentes o saturadas por dichoscontaminantes.

Por su parte, las fuentes emisoras nuevas deberan cumplir con los valores lmites de emision delas Tablas No 2 y No 3 desde la entrada en vigencia del presente decreto.

Sin perjuicio de los plazos senalados, en la primera revision de la norma que se realice de con-

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formidad al inciso 4o, del artculo 32, de la ley No 19.300, se analizara la factibilidad de establecerun plazo para que las fuentes existentes se ajusten a los valores lmites dispuestos para las fuentesnuevas.

Artculo 6o. Las fuentes emisoras existentes que reduzcan emisiones para cumplir con los lmitesestablecidos en la presente norma, solo podran compensar o ceder emisiones si acreditan reduccio-nes adicionales a lo requerido producto del cumplimiento de la norma. En caso que se apruebenplanes de prevencion o descontaminacion con posterioridad a la vigencia de la presente norma deemision, por alguno de los contaminantes que regula, se tendran en consideracion las reduccionesrealizadas para el cumplimiento de esta norma, a fin de evaluar las reducciones proporcionales,segun lo dispuesto en el artculo 15, letra d), del DS No 94, de 1995, del Ministerio SecretaraGeneral de la Presidencia, Reglamento para la Elaboracion de los Planes de Prevencion y de Des-contaminacion.

Ttulo III: Fiscalizacion y metodologa de medicion

Artculo 7o. Correspondera el control y fiscalizacion del cumplimiento del presente decreto ala Superintendencia del Medio Ambiente, en adelante la Superintendencia, en conformidad a lodispuesto en el artculo segundo de la ley No 20.417.

Artculo 8o. Las fuentes emisoras existentes y nuevas deberan instalar y certificar un sistemade monitoreo continuo de emisiones para: Material particulado (MP), dioxido de azufre (SO2),oxidos de nitrogeno (NOx) y de otros parametros de interes, de acuerdo a lo indicado en la Parte75, volumen 40 del Codigo de Regulaciones Federales (CFR) de la Agencia Ambiental de los Es-tados Unidos (US-EPA). El sistema de monitoreo continuo de emisiones sera aprobado medianteresolucion fundada de la Superintendencia.

Artculo 9o. Las fuentes emisoras existentes tendran un plazo de dos anos para instalar y certi-ficar el sistema de monitoreo continuo de emisiones, contado desde la fecha de entrada en vigenciadel presente decreto. Mientras que las fuentes emisoras nuevas deberan incorporar el sistema demedicion continuo desde su puesta en servicio.

Artculo 10o. Aquellas fuentes emisoras existentes y nuevas que utilicen como combustible solidounicamente biomasa, se eximen de medir en forma continua dioxido de azufre (SO2). Sin perjuiciode lo anterior, la Superintendencia podra requerir que se informe sobre el contenido de azufre enel combustible.

Artculo 11o. Las fuentes emisoras existentes y nuevas que usen carbon y/o petcoke, deberanimplementar un monitoreo discreto de acuerdo al metodo CH-29, denominado: Determinacion deemision de metales desde fuentes fijas, con el fin de dar cumplimiento al lmite que establece laTabla 3. Las mediciones deben ser realizadas por laboratorios autorizados de acuerdo a la norma-tiva vigente, sin perjuicio a lo que establezca la Superintendencia.

Artculo 12o. Los titulares de las fuentes emisoras presentaran a la Superintendencia un reporte

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del monitoreo continuo de emisiones, trimestralmente, durante un ano calendario, el que conside-rara a lo menos la siguiente informacion:

a) Parametros:

Gases: Concentracion de promedios horarios para cada contaminante expresado en unidades:ppm, mg/Nm3 corregido por oxgeno y normalizado, y en mg/MWh.

Partculas: Concentracion de promedios horarios expresado en unidades: mg/Nm3 corregidopor oxgeno y normalizado; y en mg/MWh.

Oxgeno en % y humedad en %H2O.

Flujo de gases de salida en Nm3/h.

Temperatura de combustion mnima y maxima en oC.

Concentracion de dioxido de carbono (CO2) en

b) Horas de encendido, en regimen y detenciones programadas y no programadas, identificandoel tipo de falla.c) Tipo y consumo de combustible(s) utilizado(s) para cada unidad.d) Listado de las chimeneas y su localizacion en coordenadas UTM, datum WGS-84, huso 19 o 18,segun corresponda, la altura y diametro interno, velocidad y temperatura a la salida de los gases.e) Reportar la composicion qumica del carbon y/o petcoke utilizados, en cuanto al contenido de:azufre, cenizas, mercurio, vanadio, nquel, poder calorfico y densidad del combustible.

En el caso de monitoreo discreto para Mercurio (Hg), se debera considerar a lo menos la si-guiente informacion:a) Informe del laboratorio con la medicion y sus resultados.b) Reportar sobre la composicion qumica del carbon y/o petcoke utilizados, en cuanto a: Conte-nido de azufre, cenizas, mercurio, vanadio, nquel, poder calorfico y densidad del combustible.

Artculo 13o. La Superintendencia podra definir los requerimientos mnimos de operacion, con-trol de calidad y aseguramiento de los datos del sistema de monitoreo continuo de emisiones, lainformacion adicional, los formatos y medios correspondientes para la entrega de informacion.Tanto el reporte como la informacion que sirvio para su sustento deberan estar disponibles en lasfuentes emisoras reguladas por esta norma a lo menos por 3 anos.

Artculo l4o. La Superintendencia debera enviar al Ministerio del Medio Ambiente un reportesobre lo indicado en el artculo precedente. Dicha informacion sera utilizada por el Ministerio deMedio Ambiente como antecedente para futuras revisiones de la norma.

Ttulo IV: Exencion y periodo de racionamiento

Artculo 15o. Aquellas fuentes emisoras existentes correspondientes a turbinas, con potenciaentre 50 MWt y 150 MWt, que utilizan diesel o gas y que operen menos de 876 horas en un ano

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calendario, es decir, menos de un 10 % del tiempo en base anual, se eximen de dar cumplimientoal valor lmite de emision de oxidos de nitrogeno.Esta condicion debera ser puesta en conocimiento de los Centros de Despachos Economico de Car-ga respectivos por los propietarios de las instalaciones a mas tardar un ano antes de la fecha en lacual deberan cumplir los valores lmites de emision establecidos en la presente norma.Asimismo, encontrandose el Sistema Interconectado del Norte Grande y/o el Sistema Interconecta-do Central con riesgo de desabastecimiento electrico, y habiendose dictado decreto de racionamientoelectrico conforme a lo dispuesto en el artculo 163o del DFL No 4/20.018, de 2006, del Ministeriode Economa, Fomento y Reconstruccion, que fija el texto refundido, coordinado y sistematizadodel DFL No 1, de Minera, de 1982, Ley General de Servicios Electricos, el plazo de 2 anos y 6meses establecido en el artculo 5o del presente decreto se entendera prorrogado por una sola vez,para aquellas centrales termoelectricas que el respectivo decreto de racionamiento electrico declarecomo indispensables para la operacion del correspondiente Sistema Interconectado, por el tiempoque dure dicho decreto, plazo que en todo caso no podra ser superior a 1 ano. El plazo prorrogadose comenzara a contar una vez cumplidos los 2 anos y 6 meses mencionados.En todo caso, no procedera la prorroga del plazo senalada en el inciso anterior en zonas declaradassaturadas o latentes.

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3. Conclusiones

El proceso de Ciclo combinado presenta variadas ventajas por sobre el Ciclo Abierto, dentrode las cuales cabe mencionar:

Flexibilidad. La central puede operar a plena carga o cargas parciales, hasta un mnimode aproximadamente el 45 % de la potencia maxima.

Eficiencia elevada. El ciclo combinado proporciona mayor eficiencia por un margenmas amplio de potencias. Sus emisiones son mas bajas que en las centrales termicasconvencionales.

Coste de inversion bajo por MW instalado. Periodos de construccion cortos. Menor superficie por MW instalado si lo comparamos con las centrales termoelectricas

convencionales (lo que reduce el impacto visual).

Bajo consumo de agua de refrigeracion. Ahorro energetico en forma de combustible

La elaboracion del informe de ingeniera basica posee un nivel de detalle considerable parapasar a la etapa de licitacion, aunque aun le falta por afinar en la ingeniera de detalle. Esimportante considerar que ya se definio su factibilidad tecnica y economica.

Es necesario manejar conocimiento tecnico como tambien el marco legislatorio vigente parapoder elaborar las especificaciones de un proyecto que se enmarquen en la jurisdiccion y secomprometan con un desarrollo sostenible y sustentable de la sociedad.

Es muy necesario tener claridad respecto a los diversos equipos complementarios, que hacenposible la realizacion de un proyecto de esta ndole, vale decir, excitatriz, servicios auxiliares,luminaria, equipos de monitoreo y control y protecciones.

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4. Referencias

http://seia.sea.gob.cl/

http://www.endesaeduca.com/

http://www.energy.siemens.com/hq/pool/hq/power-generation/steam-turbines/downloads/new/steam-turbines-2MW-250MW en.pdf

http://www.leychile.cl/Navegar?idNorma=1026808

http://www.energy.siemens.com/us/pool/hq/power-generation/gas-turbines/downloads/SGT over 100MW.pdf

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5. Anexos

5.1. Plano unilineal de la Central

G G GPn = 120 MVA

TV TGTGPn = 110 MVA Pn = 120 MVAVn = 13,8+/- 5% KV Vn = 13,8+/- 5% KVVn = 13,8+/- 5% kV

cos f = 0.91 cos f = 0.91 cos f = 0.91f = 50 Hz f = 50 Hz f = 50 Hz

Pn = 130 MVA13,8/230 (+/- 2x2,5%) KVVcc = 12%YNd11

Pn = 130 MVA13,8/230 (+/- 2x2,5%) KVVcc = 12%YNd11

Pn = 120 MVA13,8/230 (+/- 2x2,5%) KVVcc = 12%YNd11

1SC

1IC

1SCT1

1SCT2

Barra 6,6 KV 3f SSAAIn=2500 A / Icc (1s) = 40kA Barra 6,6 KV 3f SSAAIn=2500 A / Icc (1s) = 40kA

Barra 6,6 KV 3f SSAAIn=2500 A / Icc (1s) = 40kA

Pn = 6 MVA13,8/6,6 kVDyn1Vcc = 8%

6,6/0,38 kVYd11Vcc = 8%

1SLGT

1SLG

1IG

1SLA

Barra A 220 kV

1IG 1IG

1SC

1IC

1SCT1

1SCT2

Pn = 6 MVA13,8/6,6 kVDyn1Vcc = 8%

Yd11Vcc = 8%

1SLGT

1SLG

1IG

1SLA

1SC

1IC

1SCT1

1SCT2

Pn = 6 MVA13,8/6,6 kVDyn1Vcc = 8%

Yd11Vcc = 8%

1SLGT

1SLG

1IG

1SLA

Figura 6: Plano unilineal de la central

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5.2. Plano de servicios Auxiliares (SS.AA.)

GPn = 120 MVATG

Vn = 13,8+/- 5% kVcos f = 0.91f = 50 Hz

1SC

1IC

1SCT1

1SCT2

Barra 6,6 KV 3f SSAAIn=2500 A / Icc (1s) = 40kA

Pn = 6 MVA13,8/6,6 kVDyn1Vcc = 8%

6,6/0,38 kVYd11Vcc = 8%

Al patio de AT

Pn = 1600 kVA13,8/6,6 kV

Dyn11Vcc = 9,5%

Aire acond Aire acond Aire acond Aire acond Disponible Disponiblealim. mot.P>2000kW

HRSG1 11000 kW

HRSG1 21000 kW

Bombacond ext 12000 kW

Bombacond ext 22000 kW

HRSG2 11000 kW

HRSG2 21000 kW

Barra 380V SSAA In=2500 A / Icc(1s)=50 kA

Motor75kW>P>200kW

Serviciosciclo vapor

Libre Fuente???????

1MCI2 1MAT Servicios deemergenciade usuariosciclo vapor

HSRG1 deusuarios ybombas deagua auxil

Libre

Pn = 1600 kVA13,8/6,6 kV

Dyn11Vcc = 9,5%

Barra 380V SSAA In=2500 A / Icc(1s)=50 kA

Libre 1MTC 1MCI2 1MAT 1MCI1 1MEM 1MSF Libre Motor75kW>P>200kW

Pn = 1600 kVA13,8/6,6 kV

Dyn11Vcc = 9,5%

GS3~

Barra 380 kV In=2500 A / Icc(1s)=50 kAServicios de emergencia

Barra 380 kV In=2500 A / Icc(1s)=50 kAServicios auxiliares generales

110 VDC110 VDC

110V1600 Ah(10 h)

110V1600 Ah(10 h)

6,6 kV TG1

Figura 7: Plano de servicios Auxiliares (SS.AA.)

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5.3. Planos de disposicion

Figura 8: Plano de disposicion general

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Figura 9: Plano de disposicion Turbina a Vapor y Turbina a Gas

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Figura 10: Plano Patio Alta Tension

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IntroduccinAntecedentesCentral Termoelctrica de Ciclo CombinadoTurbogrupo de gasTurbogrupo de vapor

Partes principales de una Central de Ciclo CombinadoTurbina de gasCaldera de recuperacinTurbina de vapor

ConfiguracionesConfiguracin MonoejeConfiguracin multieje 1x1Configuracin multieje 2x1

Funcionamiento de la CentralPlano de servicios Auxiliares (SS.AA.)Especificaciones tcnicas de los equiposMalla de tierraCarta GanttPresupuestosExigencias medio ambientales en Centrales Trmicas segn leyes nacionales vigentes.Norma de emisin para centrales termoelctricas

ConclusionesReferenciasAnexosPlano unilineal de la CentralPlano de servicios Auxiliares (SS.AA.)Planos de disposicin

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