universidad politécnica de sinaloa. ingeniería en energía

Universidad Politécnica de Sinaloa.

Ingeniería en Energía.

REALIZACIÓN DE UN DIAGNÓSTICO ENERGÉTICO Y PRUEBA

DE RÉGIMEN TÉRMICO EN LA UNIDAD 2 DE LA CENTRAL

TERMOELÉCTRICA “JOSÉ ACEVES POZOS”.

KARLA PATRICIA MORALES OSUNA.

Tesina presentada como requisito parcial para optar al título de:

Licenciado en Ingeniería en Energía

Asesores:

Dr. Néstor Daniel Galán Hernández.

Ing. Jesús Miguel Crespo López

Mazatlán- Sinaloa, Octubre del 2015.

II | P á g i n a

Dictamen de aprobación

III | P á g i n a

Dedicatoria

Este trabajo está dedicado a todos aquellos que creyeron y me impulsaron

para que algún día pudiera llegar a esta etapa de mi vida.

A todos ellos… ¡GRACIAS!

IV | P á g i n a

Agradecimientos

Quiero agradecer primeramente a Dios por permitirme llegar a esta etapa de

mi vida y por ayudarme a superar todos los obstáculos que hubo en mi

camino, teniendo la fe siempre en alto.

A mis padres, porque ellos fueron y son el pilar más importante de mi vida,

porque siempre me han acompañado y me han apoyado en las buenas y en

las malas, formando parte de mis triunfos y fracasos.

A mis maestros por poner un granito de arena no solo en en mi formación

académica, sino también en mi formación como persona, invitándome a

explorar y conocer nuevos horizontes.

A todos mis amigos que estuvieron presentes en mi proceso de formación, por

hacer más alegres y amenos, los momentos de estrés y cansancio, y no

dejarme atrás.

A todo el personal de la C.T. José Aceves Pozos, especialmente al Ing. Jesús

Miguel Crespo López (mi maestro) por abrirme las puertas y brindarme el

apoyo necesario para enriquecer mis conocimientos tanto laborales como

personales.

“Hay una fuerza motriz más poderosa que el vapor, la electricidad y la

energía atómica: La voluntad.”

Albert Einstein

V | P á g i n a

Resumen

El objetivo de este proyecto es la evaluación y comparación de la eficacia de los

equipos antes y después del mantenimiento, e identificar las áreas de oportunidad

para la mejora de la eficiencia térmica de la unidad 2 de la Central Termoeléctrica

“José Aceves Pozos”, por medio de un diagnóstico energético, mediante la

participación de las distintas áreas que se encuentran en la planta. La metodología

que se espera desarrollar es la evaluación de los siguientes parámetros de los

distintos equipos que componen la unidad 2, como el comportamiento de los

calentadores de alta y baja presión, mediciones termografías para el control de

temperatura y pH, pruebas del régimen térmico bruto, régimen térmico neto y

régimen térmico unitario, eficiencia térmica, consumo térmico unitario, eficiencia y

perdidas de energía, evaluación del desempeño térmico, identificación de las

causas de desviación de eficiencia térmica y definición de las acciones de mejora,

y finalmente una evaluación económica del proyecto para observar su viabilidad y

el tiempo de recuperación. El resultado de este análisis es mejorar la eficiencia de

los distintos equipos para la producción de electricidad en la unidad 2,

comparando las acciones correctivas que se implementaron durante el

mantenimiento, con el antes del mantenimiento, esto con el propósito de saber

qué tan redituable fue la realización del mantenimiento en la unidad y ver de qué

manera afecta. Asimismo, por cálculos económicos realizados durante el

diagnóstico energético se pretende conocer en cuanto tiempo se va a recuperar la

inversión del mantenimiento, haciendo referencia en si fue o no fue factible.

Palabras clave:

Diagnóstico energético, eficiencia, régimen térmico, factibilidad, consumo térmico.

VI | P á g i n a

Abstract

The objective of this project is to evaluate and compare the effectiveness of the

equipment before and after maintenance, and identify areas of opportunity to

improve the thermal efficiency of the unit 2 Thermoelectric Power Plant "José

Aceves Pozos", by middle of an energy diagnosis, through the participation of the

different areas that are at the plant. The methodology is expected to develop the

evaluation of the following parameters of the different equipment in the unit 2 as

the behavior of the heaters of high and low pressure, thermography measurements

for control temperature and pH, evidence of gross thermal regime, net thermal and

thermal regime unitary, thermal efficiency, thermal consumption unit, efficiency and

energy losses, thermal performance evaluation, identifying the causes of deviation

of thermal efficiency and definition of improvement actions, and finally an economic

assessment of the project to observe its viability and recovery time thermal

consumption. The result of this analysis is to improve the efficiency of various

equipment for the production of electricity in the unit 2, comparing the corrective

actions that were implemented during maintenance, with the above maintenance,

this in order to know how profitable performing maintenance on the unit was and

see how it affects. Also, by economic calculations for the energy diagnosis we

expect to know how long it will be payback for maintenance, referring to whether it

was or was not feasible.

Key words:

Energy audit, efficiency, thermal regime, feasibility, heat consumption.

VII | P á g i n a

Lista de figuras y gráficas

Figura 1. Ubicación de las centrales termoeléctricas del país

Figura 2. Vista aérea de la central termoeléctrica “José Aceves Pozos”

Figura 3. Organigrama de la central termoeléctrica “José Aceves Pozos”

Figura 4. Organigrama del departamento de operación y resultados

Gráfica 1. Eficiencia térmica bruta prueba vs referencia

Gráfica 2. Régimen térmico bruto directo prueba vs referencia

Gráfica 3. Eficiencia generador de vapor prueba vs referencia

Gráfica 4. Curva de expansión después del mantenimiento

Gráfica 5. Medición del sistema aire-gases del generador de vapor lado A

Gráfica 6. Medición del sistema-aire gases del generador de vapor lado B

Gráfica 7. Impacto económico VS generación bruta Diciembre 2015

Gráfica 8. Impacto económico de las principales desviaciones de las causas

internas después del mantenimiento

Lista de tablas

Tabla 1. Resultados principales de la prueba a máxima carga

Tabla 2. Variables principales de flujos, presiones y temperaturas

Tabla 3. Eficiencia isoentrópica de las turbinas prueba vs referencia

Tabla 4. Parámetros operativos del condensador principal prueba vs referencia

Tabla 5. Parámetros operativos del generador de vapor

VIII | P á g i n a

Tabla 6. Evaluación de precalentadores de aire regenerativos

Tabla 7. Resultados de mediciones de la combustión

Tabla 8. Medición del sistema aire-gases del generador de vapor

Tabla 9. Parámetros operativos de los calentadores de alta y baja presión

Tabla 10. Comparativa de causas internas y externas que afectan al régimen

térmico bruto

Tabla 11. Resultados del mantenimiento eficiencia térmica bruta

Tabla 12. Resultados del mantenimiento régimen térmico

Tabla 13. Impacto económico total

IX | P á g i n a

Índice

Resumen X

Lista de figuras y gráficas XII

Lista de tablas XII

Introducción 12

Capítulo 1. Marco contextual

1.1.- Breves antecedentes históricos de la empresa 13

1.2.- Descripción del espacio geográfico y físico de la empresa

y el área donde fue asignado el alumno. 16

1.3.- Actores involucrados en la empresa (descripción del

personal) 18

1.4 Planteamiento del problema 20

1.5 Justificación 21

1.6 Objetivo

1.6.1 Objetivo general 22

1.6.2 Objetivos específicos 22

Capítulo 2: Marco teórico 22

2.1 Régimen térmico 23

2.2 Consumo térmico unitario 24

2.3 Eficiencia del generador de vapor (EGV) 24

2.4 Ciclo Rankine 25

Capítulo 3: Metodología o propuesta a implementar 25

X | P á g i n a

Capítulo 4: Resultados y discusión

4.1 Resultado de las pruebas 28

4.1.1 Comportamiento de la turbina 32

4.1.2 Comportamiento del condensador principal 34

4.1.3 Resultados de la eficiencia del generador de vapor

porcentaje en fugas en precalentadores de aire

regenerativos (PAR´S) 35

4.1.4 Presión del sistema aire-gases del generador de vapor 37

4.1.5 Comportamiento de los calentadores de agua de alta

y baja presión 39

4.1.6 Potencia 40

4.1.7 Régimen térmico bruto vs referencia 40

4.2 Resultados del mantenimiento

4.2.1 Eficiencia térmica 42

4.2.2 Régimen térmico 43

4.2.3 Potencia de la unidad 43

4.2.4 Turbina de vapor 43

4.2.5 Condensador principal 44

4.2.6 Generador de vapor 44

4.2.7 Costo adicional de generación de energía eléctrica

ocasionado por las principales desviaciones de causa

Interna 45

4.2.8 Pérdida oportunidad de ingreso 46

4.2.9 Impacto económico total por desviación 46

4.2.10 Emisión adicional de CO2 46

XI | P á g i n a

Capítulo 5: Conclusiones y recomendaciones 48

Bibliografía 50

Anexos 51

12 | P á g i n a

Introducción

En el presente documento se plasma la evaluación del mantenimiento e

identificación de las áreas de oportunidad para la mejora de la eficiencia térmica

de la unidad 2 de la Central Termoeléctrica José Aceves Pozos, mediante el

diagnóstico energético después de mantenimiento.

El combustible utilizado en la central es el combustóleo, Bunker “C”, el cual se

envía por medio de oleoducto.

El suministro de agua es agua de mar proveniente del estero la Sirena. Dicha

agua se utiliza para enfriamiento y para producir por medio de evaporadoras, el

agua para los generadores de vapor y demás servicios.

13 | P á g i n a

Capítulo 1: Marco contextual

1.1.- Breves antecedentes históricos de la Empresa.

La generación de energía eléctrica inició en México a fines del siglo XIX. La

primera planta generadora que se instaló en el país (1879) estuvo en León,

Guanajuato, y era utilizada por la fábrica textil “La Americana”. Casi

inmediatamente se extendió esta forma de generar electricidad dentro de la

producción minera y, marginalmente, para la iluminación residencial y pública. En

1889 operaba la primera planta hidroeléctrica en Batopilas (Chihuahua) y extendió

sus redes de distribución hacia mercados urbanos y comerciales donde la

población era de mayor capacidad económica. No obstante, durante el régimen de

Porfirio Díaz se otorgó al sector eléctrico el carácter de servicio público,

colocándose las primeras 40 lámparas "de arco" en la Plaza de la Constitución,

cien más en la Alameda Central y comenzó la iluminación de la entonces calle de

Reforma y de algunas otras vías de la Ciudad de México. Algunas compañías

internacionales con gran capacidad vinieron a crear filiales, como The Mexican

Light and Power Company, de origen canadiense, en el centro del país; el

consorcio The American and Foreign Power Company, con tres sistemas

interconectados en el norte de México, y la Compañía Eléctrica de Chápala, en el

occidente. A inicios del siglo XX México contaba con una capacidad de 31 MW,

propiedad de empresas privadas. Para 1910 eran 50 MW, de los cuales 80% los

generaba The Mexican Light and Power Company, con el primer gran proyecto

hidroeléctrico: la planta Necaxa, en Puebla. Las tres compañías eléctricas tenían

las concesiones e instalaciones de la mayor parte de las pequeñas plantas que

sólo funcionaban en sus regiones. En ese período se dio el primer esfuerzo para

ordenar la industria eléctrica con la creación de la Comisión Nacional para el

Fomento y Control de la Industria de Generación y Fuerza, conocida

14 | P á g i n a

posteriormente como Comisión Nacional de Fuerza Motriz. Fue el 2 de diciembre

de 1933 cuando se decretó que la generación y distribución de electricidad son

actividades de utilidad pública.

En 1937 México tenía 18.3 millones de habitantes, de los cuales únicamente siete

millones contaban con electricidad, proporcionada con serias dificultades por tres

empresas privadas. En ese momento las interrupciones de luz eran constantes y

las tarifas muy elevadas, debido a que esas empresas se enfocaban a los

mercados urbanos más redituables, sin contemplar a las poblaciones rurales,

donde habitaba más de 62% de la población. La capacidad instalada de

generación eléctrica en el país era de 629.0 MW. Para dar respuesta a esa

situación que no permitía el desarrollo del país, el gobierno federal creó, el 14 de

agosto de 1937, la Comisión Federal de Electricidad (CFE), que tendría por objeto

organizar y dirigir un sistema nacional de generación, transmisión y distribución de

energía eléctrica, basado en principios técnicos y económicos, sin propósitos de

lucro y con la finalidad de obtener con un costo mínimo, el mayor rendimiento

posible en beneficio de los intereses generales. (Ley promulgada en la Ciudad de

Mérida, Yucatán el 14 de agosto de 1937 y publicada en el Diario Oficial de la

Federación el 24 de agosto de 1937). La CFE comenzó a construir plantas

generadoras y ampliar las redes de transmisión y distribución, beneficiando a más

mexicanos al posibilitar el bombeo de agua de riego y la molienda, así como

mayor alumbrado público y electrificación de comunidades. Los primeros

proyectos de generación de energía eléctrica de CFE se realizaron en Teloloapan

(Guerrero), Pátzcuaro (Michoacán), Suchiate y Xía (Oaxaca), y Ures y Altar

(Sonora). El primer gran proyecto hidroeléctrico se inició en 1938 con la

construcción de los canales, caminos y carreteras de lo que después se convirtió

en el Sistema Hidroeléctrico Ixtapantongo, en el Estado de México, que

posteriormente fue nombrado Sistema Hidroeléctrico Miguel Alemán. En 1938

CFE tenía apenas una capacidad de 64 kW, misma que, en ocho años, aumentó

hasta alcanzar 45,594 kW. Entonces, las compañías privadas dejaron de invertir y

CFE se vio obligada a generar energía para que éstas la distribuyeran en sus

redes, mediante la reventa.

15 | P á g i n a

Hacia 1960 la CFE aportaba ya el 54% de los 2,308 MW de capacidad instalada,

la empresa Mexican Light el 25%, la American and Foreign el 12%, y el resto de

las compañías 9%. Sin embargo, a pesar de los esfuerzos de generación y

electrificación, para esas fechas apenas 44% de la población contaba con

electricidad. Por eso el presidente Adolfo López Mateos decidió nacionalizar la

industria eléctrica, el 27 de septiembre de 1960. A partir de entonces se comenzó

a integrar el Sistema Eléctrico Nacional, extendiendo la cobertura del suministro y

acelerando la industrialización. El Estado mexicano adquirió los bienes e

instalaciones de las compañías privadas, las cuales operaban con serias

deficiencias por la falta de inversión y los problemas laborales. Para 1961 la

capacidad total instalada en el país ascendía a 3,250 MW. CFE vendía 25% de la

energía que producía y su participación en la propiedad de centrales generadoras

de electricidad pasó de cero a 54%. En esa década la inversión pública se destinó

en más de 50% a obras de infraestructura. Se construyeron importantes centros

generadores, entre ellos los de Infiernillo y Temascal, y se instalaron otras plantas

generadoras alcanzando, en 1971, una capacidad instalada de 7,874 MW. Al

finalizar esa década se superó el reto de sostener el ritmo de crecimiento al

instalarse, entre 1970 y 1980, centrales generadoras que dieron una capacidad

instalada de 17,360 MW. Cabe mencionar que en los inicios de la industria

eléctrica mexicana operaban varios sistemas aislados, con características técnicas

diferentes, llegando a coexistir casi 30 voltajes de distribución, siete de alta tensión

para líneas de transmisión y dos frecuencias Eléctricas de 50 y 60 Hertz. Esta

situación dificultaba el suministro de electricidad, por lo que CFE definió y unificó

los criterios técnicos y económicos del Sistema Eléctrico Nacional, normalizando

los voltajes de operación, con la finalidad de estandarizar los equipos, reducir sus

costos y los tiempos de fabricación, almacenaje e inventariado. Posteriormente se

unificaron las frecuencias a 60 Hertz y CFE integró los sistemas de transmisión en

el Sistema Interconectado Nacional. En los años 80 el crecimiento de la

infraestructura eléctrica fue menor que en la década anterior, principalmente por la

disminución en la asignación de recursos a la CFE. No obstante, en 1991 la

capacidad instalada ascendió a 26,797 MW. A inicios del año 2000 se tenía ya una

16 | P á g i n a

capacidad instalada de generación de 35,385 MW, cobertura del servicio eléctrico

del 94.70% a nivel nacional, una red de transmisión y distribución de 614,653 kms,

lo que equivale a más de 15 vueltas completas a la Tierra y más de 18.6 millones

de usuarios, incorporando casi un millón cada año.

• A partir octubre de 2009, CFE es la encargada de brindar el servicio eléctrico

en todo el país.

El servicio al cliente es prioridad para la empresa, por lo que se utiliza la

tecnología para ser más eficiente, y se continúa la expansión del servicio,

aprovechando las mejores tecnologías para brindar el servicio aún en zonas

remotas y comunidades dispersas.

CFE es reconocida como una de las mayores empresas eléctricas del mundo, y

aún mantiene integrados todos los procesos del servicio eléctrico.

1.2.- Descripción del Espacio Geográfico y Físico de la empresa y

del área donde fue asignado el alumno.

La central termoeléctrica “José Aceves pozos” (Mazatlán ll), se encuentra

localizada geográficamente en las siguientes coordenadas:

Latitud Norte: 23º, longitud Oeste: 106º A.S.N.M. 3 metros.

Cuenta con tres unidades turbogeneradores, dos de 158 MW. Y una de 300 MW.,

lo que hace un total de 616 MW, como se muestra en la figura 1.

17 | P á g i n a

Figura 1. Ubicación de las centrales termoeléctricas en el país.

La ciudad de Mazatlán llega a consumir un 20% de su generación total en la

temperada de mayor demanda, la cual es en verano. El resto de la energía es

enviada por líneas de transmisión a diferentes áreas de consumo con la ventaja de

que la central está ubicada estratégicamente, lo cual le permite poder enviar

energía al Norte, al Centro y Noroeste de nuestro país.

La Unidad No. 2 inició su operación el 11 de Noviembre de 1976.

La unidad No. 3 inició su operación el 01 de Noviembre de 1981.

El combustible utilizado en la central es el combustóleo Bunker “C”, el cual se

envía desde el muelle fiscal o de la estación de bombeo de PEMEX por medio del

oleoducto y se recibe en tres tanques de almacenamiento.

El suministro de agua a la central proviene en su mayor parte del estero de la

sirena, a la orilla del cual está instalado. Dicha agua se utiliza para enfriamiento y

para producir por medio de desaladoras, el agua para las calderas y demás

servicios. En la siguiente figura se observa la C.T. José Aceves Pozos.

18 | P á g i n a

Figura 2. Vista aérea de la central termoeléctrica “José Aceves Pozos”.

1.3.- Actores involucrados en la empresa (descripción del

personal)

La central cuenta con once departamentos: súper intendencia general,

programación, operación y control, administración, mecánica, químico,

instrumentación, protecciones, civil, eléctrico, capacitación y desarrollo.

19 | P á g i n a

Figura 3. Organigrama de la central termoeléctrica “José Aceves Pozos”.

El departamento de operación y resultados, fue el departamento asignado y es el

área encargada del control de las unidades. De él se derivan el resto de los

departamentos. Es el único departamento que trabaja los trescientos sesenta y

cinco días del año, las veinticuatro horas del día, contando con tres guardias por

día para el monitoreo de las tres unidades. Cada guardia cuenta con catorce

elementos incluyendo al jefe de turno.

20 | P á g i n a

Figura 4. Organigrama del departamento de operación y resultados.

1.4 Planteamiento del problema

Debido a la falta de mantenimiento de las unidades y al tiempo de vida útil, la cual

se ha sobrepasado, la unidad 2 presenta problemas de ineficiencia por

ensuciamiento y fugas, en el generador de vapor, mientras que en la turbina

presenta desgaste, por lo que ambas situaciones impacta energéticamente,

ocasionando que el régimen térmico sea mayor, es decir, que se necesite más

21 | P á g i n a

combustible para producir un kilowatt, teniendo pérdidas económicas en la

producción de energía.

1.5 Justificación

La Planeación Estratégica de Comisión Federal de Electricidad (CFE) en su

objetivo estratégico número 2 “Incrementar la Competitividad”, se deriva el objetivo

operativo “Mejorar la Eficiencia Térmica de las Unidades Generadoras”. Con el

propósito de mejorar los resultados de los indicadores claves de la Subdirección

de Generación (SDG), ésta implementó el programa de “Mejora al Desempeño y

Competitividad de Centrales” (MDCC), el cual incluye 15 acciones. En lo que

respecta a eficiencia térmica se tiene la acción 9, “Mejorar la eficiencia térmica en

las Unidades Generadoras”, la cual incluye una actividad, la realización del

Diagnóstico Energético antes y después de mantenimiento, para evaluar el

desempeño térmico e identificar las causas de desviación de eficiencia térmica y

definir las acciones de mejora.

Es importante la aplicación de un diagnóstico energético después de

mantenimiento porque gracias a éste se pueden observar que tan efectivo o que

tan ineficaz fue el mantenimiento de la unidad, en base a la comparación con los

datos del diagnóstico del antes de mantenimiento y los datos de diseño de la

unidad, y ver si es necesario el reemplazo de algún equipo, para que la unidad

pueda trabajar en óptimas condiciones, evitando pérdidas de dinero y energía, y

así determinar en cuánto tiempo se recuperará la inversión, ya sea en corto,

mediano o largo plazo.

22 | P á g i n a

1.6 Objetivo

1.6.1 Objetivo general

Valorar y detectar distintas áreas de oportunidad para la mejora de la eficiencia

térmica de la unidad 2 de la Central Termoeléctrica José Aceves Pozos,

mediante la realización de un diagnóstico energético después del

mantenimiento.

1.6.2 Objetivos específicos

1. Realizar pruebas a diferentes cargas.

2. Tomar lecturas en la prueba de comportamiento de régimen térmico de

unidad 2, después de mantenimiento.

3. Calcular el régimen térmico neto, bruto, total, generación y consumo.

4. Hacer un análisis comparando los resultados del antes y después del

mantenimiento.

Capítulo 2: Marco teórico

En una Central Termoeléctrica de generación de energía eléctrica, el principal

insumo que tiene la mayor asignación, presupuestal es el combustible, razón por

la cual todo lo que se pueda hacer en beneficio de un ahorro considerable,

representara un ahorro considerable, en el presupuesto, y los excedentes se

podrán invertir en otras áreas de la empresa en beneficio de sus integrantes,

creando entre otras cosas programas de Inversión – Beneficio Capacitación,

Adiestramiento, etc. (T. Morales, 2001).

Para poder entender parte del proceso del diagnóstico energético, resulta

fundamental saber la definición de los siguientes términos, los cuales aquí se les

atribuye.

23 | P á g i n a

2.1 Régimen térmico

El régimen térmico es un parámetro básico que deben controlar las unidades de

generación, pues en mucha medida de él depende el cumplimiento de algunos de

los objetivos fijados por las mismas en la reunión anual llamada Determinación y

Evaluación de Objetivos (por sus siglas D. E. V. O.). Para poder determinar su

cálculo, veremos a continuación algunos términos que emplearemos en este

apartado.

Calor: Es la energía en movimiento desde un cuerpo caliente a otro que esta frio.

El calor fluye debido a la diferencia de temperatura entre dos cuerpos.

Caloría: Es la cantidad de calor requerida para aumentar la temperatura de un

gramo de agua en 1° C.

1 caloría = 4. 184 Joules.

1 kilocalorías = 1,000 Calorías

Calor sensible de un líquido: Es el calor que absorbe el agua hasta alcanzar la

temperatura de ebullición, la cual es de 100° C, al nivel del mar.

Temperatura de saturación: Es la temperatura la cual hierve el agua o se

condensa el vapor a una presión dada, en el caso de un lugar que se encuentra al

nivel del mar la presión es de 1.033 kg/cm y la temperatura de saturación es de

100° C.

Calor latente de vaporización: Es el calor necesario para el cambio de fase del

agua en estado líquido a vapor a temperatura constante.

Calor sensible del vapor: Es el calor necesario para incrementar la temperatura del

vapor saturado para convertir en vapor sobrecalentado.

El régimen térmico es una medida de rendimiento térmico de la operación del

grupo del generador de vapor–turbina–generador eléctrico, el cual es efectuado

por las condiciones de operación y de diseño, como las perdidas del generador de

vapor. El régimen térmico se expresa de la siguiente manera:

24 | P á g i n a

𝑅𝑇 = 𝐶𝑇𝑈

𝐸𝐺𝑉=

𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑡é𝑟𝑚𝑖𝑐𝑜 𝑢𝑛𝑖𝑡𝑎𝑟𝑖𝑜

𝐸𝑓𝑖𝑐𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟 [1]

2.2 Consumo térmico unitario

El consumo térmico unitario (CTU) es el consumo térmico de un conjunto turbina

generador—auxiliares, de una central termoeléctrica necesaria para la producción

de energía eléctrica. Para determinar el CTU se considera al generador de vapor

una caja negra que entra energía a través del agua de alimentación.

𝐶𝑇𝑈 = 𝐶𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑠𝑢𝑚𝑖𝑛𝑖𝑠𝑡𝑟𝑎𝑑𝑜 𝑎𝑙 𝑐𝑖𝑐𝑙𝑜

𝑆𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎 𝑒𝑙é𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 [2]

2.3 Eficiencia del generador de vapor (EGV)

La eficiencia del generador de vapor se define como el calor que se absorbe en la

caldera, dividido entre el calor cedido, por el combustible. Dicha definición se

puede expresar como:

𝐸𝐺𝑉 = 𝐹𝑣𝑝(ℎ𝑣𝑝 − ℎ𝑎𝑎) + 𝐹𝑅𝐴 (𝐻𝑅𝐶 − 𝐻𝑅𝐹)

𝐹 𝑐𝑜𝑚𝑏𝑢𝑠𝑡𝑖𝑏𝑙𝑒 (𝑃. 𝐶. 𝑆) [3]

Donde:

Fvp= Eficiencia del generador de vapor en %, incluyendo Caldera, hogar, paredes

de agua, economizador y calentador de aire.

hvp= Flujo de vapor principal producido en kg/h.

haa= Entalpía de vapor principales kcal/kg.

FRA= Entalpía del agua de alimentación al economizador en kcal/kg.

HRC= Entalpia de vapor recalentado caliente en Kcal/kg.

HRF= Entalpia de vapor recalentado frio en kcal/kg.

25 | P á g i n a

Fcombustible= Flujo de combustible quemado en kcal/kg.

P.C.S= Poder calorífico superior del combustible kcal/kg

2.4 Ciclo Rankine

El ciclo Rankine es el ciclo básico de vapor utilizado por las centrales

termoeléctricas es conocido como ciclo Rankine. Dicho ciclo generalmente se usa

para expresar el comportamiento ideal de una máquina de vapor, recíprocamente

ó de una turbina, las cuales operan en conjuntos con otros equipos y forman lo

que se llama una planta de vapor.

Capítulo 3: Metodología o propuesta a implementar

El día Lunes 07 de Diciembre del 2015, una vez puesta en marcha la unidad 2, a

pocas horas de operación continua, así como contar la confiabilidad continua

operativa a incrementar a máxima potencia de generación de energía y la

autorización del Centro Nacional del Control de Energía, se realizó la segunda

prueba de comportamiento de la unidad 2, esto con la finalidad de establecer el

diagnóstico energético después del mantenimiento y tomar como referencia el

estado de la unidad, con respecto a la primera prueba de antes del mantenimiento.

Las actividades relevantes durante este mantenimiento fueron:

a) Departamento eléctrico.

En el generador eléctrico se realizaron las siguientes pruebas por el

Laboratorio de Pruebas Equipos y Materiales (LAPEM):

1. Pruebas eléctricas. Pruebas de los aislamientos del devanado del

estator, del devanado de campo y núcleo del turbo generador.

2. Pruebas de ensayos no destructivos END's. Se realizaron a los

componentes del rotor del generador eléctrico de la unidad 2 en febrero-

marzo de 2014, generando un informe de la inspección no destructiva.

Transformador principal. Se realizaron pruebas eléctricas en el devanado,

las boquillas y el aceite.

26 | P á g i n a

Mantenimiento a motores eléctricos de media tensión de las bombas de

agua de circulación, ventiladores de tiro forzado (VTF) y ventilador

recirculador de gases (VRG).

Mantenimiento equipo crítico como lo son los motores de baja tensión y

emergencia 129 V.C.D:

1. Motores de aceite de sellos (motor bomba ppal. V.C.A., motor de

emergencia 129 V.C.D., lado aire A y B), motor del tornaflecha y motor

bomba aceite tornaflecha V.C.A. aire gases (PAR'S, ventilador

enfriamiento detectores de flama C.A. y C.D.).

2. Motores de aceite de lubricación (motor bomba auxiliar V.C.A., motor

bomba emergencia 129 V.C.D.).

b) Departamento Químico.

Lavado hidrodinámico de bancos y paredes del generador de vapor.

Lavado hidrodinámico de precalentadores de aire regenerativos (PAR).

Limpieza de ductos de gases de combustión.

Lavado hidrodinámico y aplicación de recubrimiento en condensador

principal.

Lavado hidrodinámico del ventilador recirculador de gases y ductos de

descarga.

Lavado hidrodinámico y aplicación de recubrimiento en el intercambiador de

calor 5B.

Lavado hidrodinámico de los calentadores de combustible 2A, 2B y 2C.

c) Instrumentación y control.

Rehabilitación de instrumentación y controles, tableros y consolas del

operador.

Rehabilitación de sistema de medición de temperatura para control y

monitoreo de temperatura de la caldera y la turbina.

Rehabilitación y sustitución del sistema supervisorio de la turbina.

27 | P á g i n a

Rehabilitación y sustitución de buses de campo sistema field bus en

caldera.

d) Departamento Civil.

Retiro y reparación del aislamiento en PARs, paredes y ductos de

generador de vapor.

Reparación de recubrimiento anticorrosivo en rejillas, mallas giratorias,

bombas de agua de circulación en obra de toma.

Reparación del aislamiento refractario en el interior de la chimenea.

Limpieza del hogar y retiro de escoria.

Limpieza en ductos y cárcamos de agua de circulación.

Reparación del recubrimiento anticorrosivo en el condensador, tanque

principal de aceite de turbina, bombas de agua de alimentación, soplador

de hollín, VTF´s y VRG y en la esquina de los quemadores.

Reparación del refractario y aislamiento en esquina de quemadores.

Limpieza del cenicero de la chimenea.

Reparación de la fibra de vidrio en el interior de ductos de agua de

circulación.

Las dos pruebas de comportamiento se realizaron con la unidad a máxima carga y

con las siguientes condiciones operativas:

Generador vapor/vapor fuera de servicio.

Calentadores aire vapor en servicio, alimentados por vapor de extracción

#5.

Puesto en servicio de los 16 quemadores tangenciales con que cuenta la

unidad, distribuidos en cuatro niveles, con cuatro quemadores cada uno.

Utilización del análisis elemental del combustóleo así como del poder

calorífico superior proporcionado por la central para el cálculo de la

eficiencia del generador de vapor.

28 | P á g i n a

La licencia ante el área de control noroeste se autorizó sin ningún problema, para

operar la unidad 2 a máxima carga por 8 horas. La segunda prueba se realizó en

las condiciones normales de operación, para la validación de las mediciones

tomadas del ciclo se estableció el criterio de eliminar el valor más alto y más bajo

de los datos medidos, de los valores restantes se obtuvo el valor promedio, y este

último fue tomado para los cálculos.

Capítulo 4: Resultados y discusión

4.1 Resultados de las pruebas

A continuación en la Tabla 1 se presentan los resultados obtenidos durante la

prueba de la unidad. Cabe resaltar que se consideran las variables más

representativas, las cuales se comparan con los valores de referencia que se

obtienen del software “Thermoflow” en donde es reproducido un modelo de la

unidad.

U.M

Después

de Mantto.

Después

de Mantto.

Después

de Mantto.

Potencia eléctrica kW 158,305 158,305 0

Flujo de vapor principal t/h 481.40 507.80 26

Consumo específico de vapor kg/kWh 3.05 3.21 0.16

Flujo de combustible t/h 36.380 38.540 2

Poder calorífico superior kJ/kg 41,544 41,757 213

RT Bruto prueba kJ/kWh 9,507 10,166 659

RTO Bruto Tflink Calculado Prueba kJ/kWh 9,507 10,060 553

RT Neto kJ/kWh 10,068 10,688 620

Eficiencia Termica Bruta % 37.87 35.42 -2

Eficiencia Térmica Neta % 35.77 33.69 -2

Consumo térmico unitario kJ/kWh 8,357 8,799 442

Eficiencia generador de vapor % 89.08 87.81 -1

Presión del condensador bar 0.078 0.155 0

Parámetro Prueba

Tabla 1 Resultados Principales de la Prueba a Máxima Carga

Referencia Diferencia

29 | P á g i n a

Como resultado de la comparación de los datos de prueba vs referencia, se

obtienen las desviaciones del comportamiento operativo de la unidad mostradas

en la Tabla 2.

Después de

Mantto.

Después de

Mantto.

Potencia eléctrica kW 158,305.00 158,305.00 M

Flujo vapor principal t/h 481.40 507.80 C

Flujo vapor recalentado caliente t/h 424.00 452.20 C

Flujo vapor recalentado frío t/h 476.40 502.90 C

Flujo vapor cross over t/h 368.70 359.80 C

Flujo vapor de escape t/h 331.30 395.20 C

Flujo agua de alimentación t/h 465.90 492.20 C

Flujo condensado t/h 385.40 409.90 C

Flujo atemperación al SH t/h 17.04 0.00 M

Flujo atemperación al RH t/h 0.00 0.00 M

Flujo repuesto al ciclo t/h 8.20 11.00 M

Flujo vapor ext. # 1 t/h 25.17 21.32 C






Presión vapor principal bar 124.14 124.57 M

Presión vapor recalentado caliente bar 30.28 31.63 M

Presión vapor recalentado frío bar 33.30 34.98 M

Presión vapor cross over bar 3.73 3.76 M

Presión vapor de escape bar 0.08 0.15 M

M = Medido

C = Calculado por thermoflow

Tabla 2 Variables Principales de Flujos, Presiones y Temperaturas

Nota: Las variaciones observadas es poco probable que correspondan a un deterioro,

más bien pueden corresponder a incertidumbre en la medición y cambio en el vacío

del condensador principal.

Parámetro

OrigenPruebaReferencia

U.M.

30 | P á g i n a

Después de

Mantto.

Después de

Mantto.

Presión vapor ext. # 1 lado turbina bar 0.73 0.68 M






Temperatura vapor principal °C 537.80 537.90 M

Temperatura vapor recalentado caliente °C 537.80 538.00 M

Temperatura vapor recalentado frío (°C) °C 356.00 363.50 M

Temperatura vapor cross over °C 264.50 266.00 M

Temperatura vapor de escape °C 42.61 54.61 M

Temperatura vapor ext. # 1 °C 107.60 105.20 M

Temperatura vapor ext. # 2 °C 165.16 165.70 C





Temperatura de agua entrada a cal. # 1 °C 44.61 58.30 M

Temperatura de agua salida a cal. # 1 °C 86.17 88.00 M

Temperatura dren cal. # 1 °C 50.16 79.00 M





Temperatura de agua entrada a cal. # 4 °C 141.78 146.00 M







M = Medido

C = Calculado por thermoflow

Nota: Las variaciones observadas es poco probable que correspondan a un deterioro,

más bien pueden corresponder a incertidumbre en la medición y cambio en el vacío

del condensador principal.

Tabla 2 Variables Principales de Flujos, Presiones y Temperaturas

Parámetro U.M.

Referencia OrigenPrueba

31 | P á g i n a

En la siguientes graficas se observa la mejora después del mantenimiento de la

unidad. En la gráfica 1 se muestra la eficiencia térmica bruta (ETB) de la unidad.

En la gráfica 2, el régimen térmico bruto (RTB) y en la gráfica 3, la eficiencia del

generador de vapor (EFGV).

Gráfica 4 Eficiencia Generador de Vapor Prueba vs Referencia

87.20

87.30

87.40

87.50

87.60

87.70

87.80

87.90

88.00

88.10

88.20

88.30

0 20 40 60 80 100 120 140 160

%

Potencia (MW)

EF GV Referencia

EF GV Antes de Mantto.

EF GV Después de Mantto.

Gráfica 1. Eficiencia térmica bruta prueba vs referencia

Gráfica 2. Régimen térmico bruto directo prueba vs referencia

Gráfica 1 Eficiencia Térmica Bruta Prueba vs Referencia

30.00

31.00

32.00

33.00

34.00

35.00

36.00

37.00

38.00

39.00

0 20 40 60 80 100 120 140 160

%

Potencia (MW)

ETB Referencia

ETB Antes de Mantto.

ETB Después de Mantto.

32 | P á g i n a

4.1.1 Comportamiento de la turbina

En la tabla 4 se observan los resultados de las eficiencias de las turbinas durante

la prueba.

Tabla 3 Eficiencia Isoentrópica de las Turbinas Prueba vs Referencia

Secciones Referencia Prueba Diferencias

Después de

Mantto.

Después de

Mantto.

Después de Mantto.

Turbina de alta presión

82.11% 80.93% -1.18%

Turbina de presión intermedia 1

82.40% 80.53% -1.87%


87.00% 85.03% -1.97%


91.11% 89.24% -1.87%

Total TPI

88.85% 87.18% -1.67%

Turbina de baja presión 1

89.39% 88.09% -1.30%


90.27% 87.38% -2.89%


88.97% 88.30% -0.67%

Total TBP

90.46% 89.30% -1.15%

Total TBP calculada hasta extracción # 1

90.60% 88.86% -1.75%

Gráfica 2 Régimen Térmico Bruto Directo Prueba vs Referencia

9,000

9,500

10,000

10,500

11,000

11,500

0 20 40 60 80 100 120 140 160

kJ/k

Wh

Potencia (MW)

RTb Referencia

RTb Antes de Mantto.

RTb Después de Mantto.

Gráfica 3. Eficiencia generador de vapor prueba vs referencia

33 | P á g i n a

Nota 1: Mantenimiento extraordinario.

Nota 2: Rehabilitación mayor de partes internas de turbina.

Para determinar las características del vapor de escape de las turbinas de baja

presión se utilizó el método gráfico. El método, después del mantenimiento de la

turbina de baja presión, arrojó en su cálculo una eficiencia en la turbina de

89.30%, siendo su referencia de 90.46%, por lo que se tuvo una diferencia de

1.15%.

Debido a que no existe un instrumento con el cual se pueda determinar la

medición del vapor de escape, adicionalmente se realizó el cálculo de la eficiencia

de la turbina de baja presión, desde la entrada de vapor hasta la extracción #1.

Para después del mantenimiento, para esta sección, la eficiencia de referencia

para es de 90.60% y la real después de mantenimiento es de 88.86%, para una

diferencia de 1.75%. En la gráfica 4, después del mantenimiento podemos

observar el incremento de la expansión en la turbina de baja presión.

34 | P á g i n a

Gráfica 4. Curva de expansión después de mantenimiento

4.1.2 Comportamiento del condensador principal

El condensador principal utiliza agua de mar del estero para su enfriamiento, por lo

que se tienen variables en el flujo del agua que afectan directamente a la

eficiencia de la unidad. Las variables no controladas que se analizan en el impacto

del flujo de agua de enfriamiento en el condensador son: mareas del estero,

arrastres de flora y fauna marina, así como ensuciamiento por horas de operación.

El resultado de las variables analizadas después de mantenimiento del

condensador se observa en la tabla 4.

0.01bar

100.00°C

200.00°C

300.00°C

400.00°C

500.00°C

2300

2400

2500

2600

2700

2800

2900

3000

3100

3200

3300

3400

3500

3600

4 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 4.7 4.8 4.9 5 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 5.6 5.7 5.8 5.9 6 6.1 6.2 6.3 6.4 6.5 6.6 6.7 6.8 6.9 7 7.1 7.2 7.3 7.4 7.5 7.6 7.7 7.8 7.9 8 8.1 8.2 8.3 8.4 8.5 8.6 8.7 8.8 8.9 9

En

thalp

y (kJ/k

g)

Specific entropy (kJ/kg°C)

Enthalpy / Entropy Diagram

Generated with X Steam fromwww.x-eng.com

─── Temperature in C─── Pressure in bar absolute─── Vapour fraction

Despues de Mantenimiento

Diseño Thermoflow

Generated with X Steam fromwww.x-eng.com

─── Temperature in C─── Pressure in bar absolute─── Vapour fraction

35 | P á g i n a

4.1.3 Resultados de la eficiencia del generador de vapor y porcentaje de

fugas en precalentadores de aire regenerativos (PAR’S).

En la tabla 5 se observa el impacto del mantenimiento en el generador de vapor

de la unidad.

Después

de Mantto.

Después

de Mantto.

Después

de Mantto.

Potencia kW 158,305 158,305 0.00

Presión del condensador bar 0.078 0.155 0.077

Temperatura de escape °C 42.6 54.6 12.00

Temperatura agua circulación salida °C 31.4 45.0 13.60

Temperatura agua circulación entrada °C 25.0 28.0 3.00

Diferencia temperatura entrada/salida agua circulación °C 6.4 17.0 10.60

Diferencial terminal de temperatura °C 11.2 9.6 -1.60

Factor de limpieza del condensador % 86.0 60.0 -26.00

Prueba Diferencia

Tabla 4 Parámetros Operativos del Condensador Principal Prueba vs Referencia

Referencia

Parámetro U.M

Después

de Mantto.

Después

de Mantto.

Después

de Mantto.

Potencia eléctrica kW 158,305 158,305 0.00

Presión de Vapor SH bar 124.14 124.57 0.43

Temperatura de Vapor SH °C 537.80 537.90 0.10

Presión de Vapor RH bar 30.28 31.63 1.35

Temperatura de Vapor RH °C 537.80 538.00 0.20

Flujo de Vapor SH t/h 481.40 507.80 26.40

Potencia Térmica kW 419,825 447,027 27,201

Flujo de Aire % 83.00 75.00 -8.00

Flujo de combustible t/h 36.38 38.54 2.16

Temperatura gases salida del

economizador°C 347.30 381.70 34.40

Temperatura gases salida de PAR'S °C 159.40 161.60 2.20

Fuga de aire en PAR'S % 8.30 18.95 10.65

Oxígeno a la salida del economizador % 2.73 1.13 -1.60

Eficiencia de Generador de Vapor % 89.08 87.81 -1.27

Referencia Prueba Diferencias

Parámetro U.M

Tabla 5 Parámetros Operativos del Generador de Vapor

36 | P á g i n a

Se realizó una prueba de puesta a punto en donde se afinó la combustión del

generador de vapor para evaluar su comportamiento operativo y se calcularon las

fugas de aire en PAR`S (tabla 6).

Al finalizar la prueba se observó que los parámetros de emisiones cumplían con la

NOM-085-SEMARNAT-2011. Las fichas de atomización presentaron desgaste

severo por lo que se recomienda su cambio y seguimiento.

Central: JOSE ACEVES POZOS Fecha: 15/05/2013

Unidad: 2 Carga: 158 MW DET. FUGAS

CONDICIONES: CRAs "A,B"

Referencia Prueba Unidad

Oxígeno en gases, entrada PAR : 2.729 1.130 % vol

Oxígeno en gases, salida PAR : 4.279 4.600 % vol

Temperatura del aire, entrada PAR : 65.58 80.10 ºC

Temperatura de gases, entrada PAR : 347.30 381.70 ºC

Temperatura del aire, salida PAR : 278.70 316.33 ºC

Temperatura de gases, salida PAR : 159.40 161.60 ºC

Humedad absoluta del aire : 0.0150 0.0120 kgagua/kgaire seco

Análisis elemental del combustible:

Carbono = 85.120 % peso

Hidrógeno = 10.200 % peso

Nitrógeno = 0.360 % peso

Oxígeno = 0.015 % peso

Azufre = 4.210 % peso

Cenizas = 0.070 % peso

Humedad = 0.025 % peso

Antes de

Mantto.

Después

de Mantto.

Antes de

Mantto.

Después

de Mantto.Flujo de gases de entrada 16.623 15.865 15.600 -0.758 -1.022 kggases/kgcomb

Flujo de gases de salida 18.016 19.180 18.558 1.164 0.542 kggases/kgcomb

Flujo de aire de entrada 17.016 18.172 17.556 1.156 0.540 kgaire/kgcomb

Flujo de aire de salida 15.623 14.869 14.609 -0.754 -1.014 kgaire/kgcomb

Temperatura de gases corregida 166.72 180.91 175.97 14.194 9.254 ºC

Temperatura media del lado frío 116.15 128.95 128.03 12.80 11.89 ºC

Eficiencia Promedio 69.88 71.26 73.27 1.38 3.39 %

Fugas de aire (calculadas con oxígeno) 8.30 20.77 18.95 12.470 10.647 %

Fugas de aire (calculadas con flujo) 8.39 20.90 18.96 12.515 10.574 %

Fugas de aire (calculadas con temp) 9.36 20.90 18.96 11.54 9.60 %

Temperatura media lado frío:Control 112.49 123.75 120.85 11.26 8.36 ºC

350 280.34 200 -69.66 -150 (mg/m3N)

89.08 87.3 87.81 -1.78 -1.27 %

Concentración de partículas en chimenea

Eficiencia de caldera

Nota: Fugas de aire de PAR's del 18.95%

Concepto Referencia

TABLA 6 EVALUACIÓN DE PRECALENTADORES DE AIRE REGENERATIVOS

Datos de entrada

UnidadPrueba Diferencia

Resultados

37 | P á g i n a

Se recomienda el seguimiento de la viscosidad del combustible ya que los

combustóleos importados presentan valores de viscosidad muy diferentes a los

nacionales, así como a las mezclas de los mismos para que en consecuencia se

ajuste la temperatura de precalentamiento del combustóleo ya que presentan

tamaño y forma de flama diferentes así como distinta radiación y convección del

calor dentro del generador de vapor.

En la tabla 7, se muestran los valores finales para las principales condiciones de

operación del generador de vapor, manteniendo dentro de norma la emisión de

contaminantes.

Las emisiones de PST y NOx a las condiciones finales en cada carga, se

encuentran por debajo del límite máximo que marca la NOM-085-SEMARNAT-

2011, registrando valores de NOx inferiores a los de mediciones anteriores.

4.1.4 Presión del sistema aire-gases del generador de vapor

En el análisis de la eficacia del mantenimiento se compara el perfil de presiones

del sistema aire-gases dentro del generador de vapor, ver tabla 8, para evaluar el

impacto de la limpieza hidrodinámica de los elementos, PAR´S y Calentadores

Aire-Vapor (CAV´S), permitiendo un flujo libre y más uniforme del aire y gases.

Tabla 7 Resultados de Mediciones de la Combustión

No. CONCEPTO COND. FINALES

CARGA: 158 MW

1 OXÍGENO EN DUCTOS (O2) 1.13

2 MONÓXIDO DE CARBONO EN DUCTOS, PMM 19

3 OXÍGENO EN CHIMENEAS, % VOLUMEN 4.6

4 MONÓXIDO DE CARBONO EN CHIMENEAS, PMM 12

5 ÓXIDOS DE NITRÓGENO EN CHIMENEAS, PMM 253

6 BIOXIDO DE AZUFRE EN CHIMENEAS, PMM 1777

7 PARTÍCULAS SUSPENDIDAS EN CHIMENEA mg/nm3 200

2200

375

350

(NOM-085-ECOL/94)

PERMISIBLES

NIVELES MAX.

38 | P á g i n a

La caída de la presión del flujo aire-gas, durante su paso por el generador de

vapor, se puede visualizar en la gráfica 6 para el lado A y PAR 2A; en la gráfica 7,

la del lado B y PAR 2B.

Después de

Mantto.

Después de

Mantto.

1.-Descarga VTF'S 571 660 665

Caida lado aire cav 35 90 95

2.-Entrada aire P.A.R.'S 536 570 570

3.-Salida aire P.A.R.'S 454 510 500

Caida lado aire 82 60 70

4.-Caja de aire 348 475 470

5.-Presión hogar 296 370 370

6.-Salida SH'S 220 250 250

7.-Entrada gas P.A.R.'S 94 95 115

8.-Salida gas P.A.R.'S 7 10 15

Caida lado gas 88 85 100

LADO B

Presión (mm de H2O)

ReferenciaPuntos de Muestreo

Tabla 8 Medición del Sistema Aire-Gases del Generador de Vapor

LADO A

Gráfica 5 Medición del Sistema Aire-Gases del Generador de Vapor Lado A

0

100

200

300

400

500

600

700

1.-

Descarg

a V

TF

'S

2.-

En

trad

a a

ire P

.A.R

.'S

3.-

Salid

a a

ire P

.A.R

.'S

4.-

Caja

de a

ire

5.-

Pre

sió

n h

ogar

6.-

Salid

a S

H'S

7.-

En

trad

a g

as

P.A

.R.'S

8.-

Salid

a g

as

P.A

.R.'S

m m

H2O

Referencia

Después de Mantto.

Gráfica 5. Medición del sistema aire-gases del generador de vapor

lado A

39 | P á g i n a

4.1.5 Comportamiento de los calentadores de agua de alta y baja presión

En la unidad dentro de su diseño, se tienen instalados tres calentadores de agua

de baja presión en el sistema de condensado principal y tres calentadores de agua

de alta presión en el sistema de agua alimentación o precaldera, los cuales

incrementan la temperatura del agua de 45 ºC hasta 238 ºC, por medio de

extracciones de vapor de turbina y drenes en cascada entre ellos, logrando

incrementar la eficiencia del ciclo agua vapor de la unidad.

En la tabla 9, se verifica que las temperaturas en ºC sean próximas a la de diseño

y no causen cargas térmicas no deseadas en el condensador principal.

Gráfica 6 Medición del Sistema Aire-Gases del Generador de Vapor Lado B

0

100

200

300

400

500

600

700

1.-

Descarg

a V

TF

'S

2.-

En

trad

a a

ire P

.A.R

.'S

3.-

Salid

a a

ire P

.A.R

.'S

4.-

Caja

de a

ire

5.-

Pre

sió

n h

ogar

6.-

Salid

a S

H'S

7.-

En

trad

a g

as

P.A

.R.'S

8.-

Salid

a g

as

P.A

.R.'S

m m

H2O Referencia

Después de Mantto.

Gráfica 6. Medición del sistema-aire gases del generador de vapor

lado B

40 | P á g i n a

NOTA: El calentador No.3 no se contempla por ser de mezcla.

4.1.6 Potencia

La realización del mantenimiento eliminó las causas que estaban provocando el

decremento de la unidad de 3 MW por la falta de aire para la combustión, debido

al ensuciamiento del generador de vapor y daño en los sellos de los PAR´S.

4.1.7 Régimen térmico bruto prueba vs referencia. Las causas internas son las desviaciones más importantes que afectan el régimen

térmico bruto de la unidad, las cuales se pueden observar tabla 10, siendo las

siguientes las más importantes:

Bajo flujo agua circulación en 79 kJ/kWh

Factor de limpieza del condensador principal en 72 kJ/kWh.

Pérdida de eficiencia en turbina de baja presión en 48 kJ/kWh.

Pérdida de eficiencia en turbina de presión intermedia en 45 kJ/kWh.

Temperatura de salida de gases 32

kJ/kWh.

Fugas de aire en PAR`S en 28 kJ/kWh.

La eficiencia en turbina de alta presión en 26 kJ/kWh

Después

de Mantto.Después de Mantto.

Después

de Mantto.

Calentador No. 6 237.39 239.00 1.61

Calentador No. 5 195.27 198.00 2.73

Calentador No. 4 171.22 172.00 0.78

Calentador No. 2 104.17 107.00 2.83

Calentador No. 1 86.17 88.00 1.83

Tabla 9 Parámetros Operativos de los Calentadores de Alta y Baja Presión

Temperatura de Salida DiferenciaReferencia

41 | P á g i n a

En la gráfica 7 se observa el impacto de las desviaciones más importantes que

continuaron después de mantenimiento.

Después de

Mantto.

Después de

Mantto.

Después de

Mantto.

Temperatura Agua de mar °C 25.00 28.00 3.00 45

Factor de Planta MW 158.00 158.31 0.31 0

Temperatura Ambiente °C 24.15 30.00 5.85 -12

Total 33

Después de

Mantto.

Después de

Mantto.

Después de

Mantto.

Flujo Agua Circulación % 100.00 72.00 -28.00 79

Factor de Limpieza % 85.00 60.00 -25.00 72

Eficiencia TPB % 90.60 88.62 -1.98 48

Eficiencia TPI % 88.85 86.85 -2.00 45

Temperatura Salida Gases ECO. °C 356.80 381.00 24.20 32

Fugas en PAR'S % 8.30 18.95 10.65 28

Eficiencia TAP % 82.11 80.61 -1.50 26

Temperatura Vapor Ppal. °C 537.80 537.90 0.10 1

Fuga Valvulas Seg. Domo t/h 0.00 0.00 0.00 0

Temperatura Vapor RHC °C 537.80 538.00 0.20 -1

Presion Vapor Principal bar 124.10 124.57 0.47 -2

Total 328

Total Int + Ext 361

Tabla 10 Comparativa de Causas Internas y Externas que Afectan al Régimen Térmico Bruto

Causas Externas

Impacto al RT

(kJ/kWh)

U.M

Referencia Prueba DesviaciónImpacto al RT

(kJ/kWh)

Causas Internas U.M

Referencia Prueba Desviación

42 | P á g i n a

4.2 Resultados del mantenimiento

4.2.1 Eficiencia térmica

La eficiencia térmica bruta de referencia a la condición de prueba después del

mantenimiento es de 37.87%, la real obtenida es de 35.4% para una diferencia de

2.45%, como se ilustra en Tabla 11. Si se compara el resultado de las pruebas

antes y después del mantenimiento, se tiene un incremento.

Flujo Agua

Circulación

Factor de

LimpiezaEficiencia TPB Eficiencia TPI

Temperatura

Salida Gases

ECO.

Fugas en

PAR'S Eficiencia TAP

Impacto (kJ/kWh) 79 72 48 45 32 28 26

Millones $ Acumulado 2.33 4.45 5.86 7.19 8.13 8.96 9.72

Millones $ 2.33 2.12 1.41 1.33 0.94 0.83 0.77

kcal/kWh 18.87 17.20 11.46 10.75 7.64 6.69 6.21

M$ 2.33 2.12 1.41 1.33 0.94 0.83 0.77

Grafica 7 Impacto Económico Vs Generación de Energía Diciembre 2015

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

0

50

100

150

200

250

300

350

Mil

lon

es

de

Pe

sos

k J

/

k W

hDESPUÉS DE MANTENIMIENTO

Impacto (kJ/kWh) Millones $ Acumulado

Después

Mantto.

Después

Mantto.

Después

Mantto.

Eficiencia térmica bruta % 37.87 35.42 2.45

Referencia Prueba Diferencia

U.MParámetro

Tabla 11 Resultados del Mantenimiento Eficiencia térmica

Gráfica 7. Impacto económico VS generación bruta Diciembre

2015

43 | P á g i n a

4.2.2 Régimen térmico

El régimen térmico bruto de referencia a la condición de prueba después del

mantenimiento es de 9,507 kJ/kWh (2,270 kcal/kWh), el real obtenido es de

10,166 kJ/kWh (2,428 kcal/kWh), para una diferencia de 659 kJ/kWh (157

kcal/kWh), como se ilustra en Tabla 12.

4.2.3 Potencia de la unidad

Comparando la potencia con el diagnóstico anterior la potencia de la unidad

mejoró hasta integrar 158,305 kWh, teniendo una mejora de de 3405 kWh,

sabiendo que la potencia integrada antes del mantenimiento era de 154900 kWh.

4.2.4 Turbina de vapor

La eficiencia de referencia de la turbina de alta presión a la condición de prueba

después del mantenimiento es de 82.11 %, el real obtenido es de 80.93 % para

una diferencia de 1.18 puntos porcentuales.

La eficiencia de referencia de la turbina de presión intermedia a la condición de

prueba después del mantenimiento es de 88.85 %, el real obtenido es de 87.18 %

para una diferencia de 1.67 puntos porcentuales.

La eficiencia de referencia de la turbina de baja presión a la condición de prueba

después del mantenimiento es de 90.46 %, el real obtenido es de 89.30 % para

una diferencia de 1.15 puntos porcentuales.

Después

Mantto.

Después

Mantto.

Después

Mantto.

Régimen térmico bruto kJ/kWh 9,507 10,166 659

Parámetro U.M

Referencia Prueba Diferencia

Tabla 12 Resultados del Mantenimiento Régimen Térmico

44 | P á g i n a

Debido a que la condición de escape es obtenida por método gráfico, se determinó

adicionalmente la eficiencia de la turbina de baja presión hasta la extracción No. 1.

Para esta sección, la eficiencia de referencia a la condición de prueba después del

mantenimiento es de 90.60 %, la real obtenida es de 88.86 %, para una diferencia

de 1.75 puntos porcentuales.

4.2.5 Condensador principal

Con relación al comportamiento del condensador principal, se obtuvo una presión

absoluta a la condición de prueba de 0.155 bar (116.25 mmHg) y la de referencia

de 0.078 bar (58.50 mmHg), para una diferencia de 0.077 bar (57.75 mmHg). Las

pérdidas se deben principalmente a:

Bajo flujo de agua de circulación.

Bajo factor de limpieza del condensador.

Estás pérdidas provoca un incremento en el régimen térmico de 147 kJ/kWh, lo

que representa el 43.24 % con respecto al total de las causas internas actuales.

4.2.6 Generador de vapor

La eficiencia de referencia del generador de vapor después del mantenimiento es

de 89.08% y la de prueba después del mantenimiento es de 87.81%.

La eficiencia promedio de referencia del PAR`S después de mantenimiento es de

69.88% y la de prueba después del mantenimiento es de 73.27%.

Las fugas de aire de referencia del PAR`S después de mantenimiento es de

8.30% y la de prueba después de mantenimiento es de 18.95%, en donde se

observa un aumento del 10.65%, en relación con la referencia.

45 | P á g i n a

4.2.7 Costo adicional de generación de energía eléctrica ocasionado por las

principales desviaciones de causa interna

Se consideraron los últimos 5 años para determinar un promedio de generación de

energía eléctrica anual de 42.07% de la capacidad total de generación de energía

eléctrica anual de la unidad y para el consumo adicional de combustóleo se

consideró el precio del mes de Noviembre del 2015 de 3,455.65 pesos/m3 como la

condición de después del mantenimiento. Sin la realización de mantenimiento los

costos adicionales se estimaron en aproximadamente 73.1 millones de pesos y

con la realización del mantenimiento disminuyeron a 9.73 millones de pesos, por lo

cual, la mejora derivada, de la ejecución del mantenimiento y se estima en 63.37

millones de pesos.

La gráfica 8 muestra el impacto económico después del mantenimiento,

considerando la generación bruta real de Diciembre.

Flujo Agua

Circulación

Factor de

LimpiezaEficiencia TPB Eficiencia TPI

Temperatura

Salida Gases

ECO.

Fugas en

PAR'S Eficiencia TAP

Impacto (kJ/kWh) 79 72 48 45 32 28 26

Millones $ Acumulado 2.33 4.45 5.86 7.19 8.13 8.96 9.72

Millones $ 2.33 2.12 1.41 1.33 0.94 0.83 0.77

kcal/kWh 18.87 17.20 11.46 10.75 7.64 6.69 6.21

M$ 2.33 2.12 1.41 1.33 0.94 0.83 0.77

Grafica 8 Impacto Económico de las Principales Desviaciones de las Causas Internas Después del Mantenimiento

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

0

50

100

150

200

250

300

350

Mill

on

es d

e P

eso

s

k J

/k

W h

DESPUÉS DE MANTENIMIENTO

Impacto (kJ/kWh) Millones $ Acumulado

Gráfica 8. Impacto económico de las principales desviaciones de

las causas internas después del mantenimiento

46 | P á g i n a

4.2.8 Pérdida de oportunidad de ingreso

No se tiene una pérdida de oportunidad de ingreso debido a que el costo variable

es mayor que el costo nodal de la energía.

4.2.9 Impacto económico total por la desviación de combustible

En la tabla 13 se indica el impacto económico total calculado para el presente año,

considerando el consumo adicional de combustóleo, el factor de planta promedio

de los últimos 2 años y el decremento de potencia, el cual se corrigió después del

mantenimiento.

4.2.10 Emisión adicional de CO2

Debido al consumo adicional de combustóleo de 2.16 t/h y considerando que el

factor de planta en los últimos 2 años de 16.07 %, se tiene una emisión adicional

de 8,903 toneladas de CO2 en un año. Con el consumo de combustible de la

unidad antes de mantenimiento la emisión adicional de CO2 era de 15,454

toneladas al año. Con la mejora de eficiencia de la unidad, se estima una

disminución de la emisión de CO2 de 6,551 toneladas al año.

DESPUES DE

MANTTO

10.44

0

10.44

Tabla 13 Impacto económico total

Costo adicional de generación

Pérdida de oportunidad de ingreso

Total

Importe

Millones $ Concepto

47 | P á g i n a

Incremento del Régimen Térmico (kJ/kWh) 658,79

Generación bruta (kWh) 158.305

Energía térmica adicional (MJ) 104.289,88

PCS combustoleo (kcal/kg) 9973,368683

PCS combustoleo (MJ/kg) 41,7565

Precio del combustoleo ($/m3) 3,45

Factor ton CO2/m3 de combustoleo consumido 2,928

Consumo adicional de combustoleo (m3/h) 2,16

Energía térmica adicional (MJ)

CO2 adicional (ton/h) 6,3245

CO2 adicional (ton/dia) 151,7875

CO2 adicional (ton/mes) 4.553,6256

CO2 adicional (ton/año) 54.643,5072

FP 16,0700

CO2 adicional (ton/año) final 8.903,1729

Gasto adicional de combustoleo ($/h) 7,45

Gasto adicional de combustoleo ($/día) 178,85

Gasto adicional de combustoleo ($/mes) 5.365,44

Gasto adicional de combustoleo ($/año) 64.385,28

Gasto adicional de combustoleo ($/año) final 10.346,71

Tabla 14. Calculo de emisiones de CO2

48 | P á g i n a

Capítulo 5: Conclusiones y recomendaciones

La realización del mantenimiento de la unidad 2 permite concluir lo siguiente:

La potencia máxima alcanzada por la unidad durante la prueba fue de

158,305 kW,

La eficiencia térmica bruta se incrementó en 1.66 puntos porcentuales, lo

que representa una mejora del 4.91 %.

El régimen térmico bruto disminuyó en 500 kJ/kWh, lo que representa una

mejora del 4.69 %.

La turbina de alta presión tienen una eficiencia menor al valor de referencia

de -1.18 puntos porcentuales, esto representa una pérdida del 1.44 %.

La turbina de presión intermedia tienen una eficiencia menor al valor de

referencia -1.67 puntos porcentuales, esto representa una pérdida del 1.87

%.

La eficiencia de la turbina de baja presión es superior a la de referencias en

de -1.15 puntos porcentuales, esto representa una pérdida del 1.28 %.

Debido a que la condición de escape es obtenida por método gráfico, se

determinó adicionalmente la eficiencia de la turbina de baja presión hasta la

extracción No. 1, para esta sección, la eficiencia de referencia a la

condición de prueba después de mantenimiento es de 90.60 % la real

obtenida es de 88.86 %, para una diferencia de -1.75 puntos porcentuales,

esto representa una pérdida del 1.93 %.

En base a los resultados obtenidos, es recomendable lo siguiente:

Rehabilitar las bombas de agua de circulación (limpieza de ductos,

desazolvé de cárcamos, mantenimiento electromecánico de motores y

bombas).

Rehabilitar los filtros especiales de agua de mar al condensador principal

(taprogge)

49 | P á g i n a

Mantener vigente la calibración de los instrumentos requeridos para la

evaluación operativa de todos los equipos principales de la unidad ya que

existe instrumentación dañada que no se encontró disponible al momento

de la prueba.

Instalar instrumentación para medir presión y temperatura en el vapor del

crossover.

50 | P á g i n a

Bibliografía

[1] R. López, CFE y la electricidad [online] Comisión Federal de Electricidad,

2014. Disponible en:

http://www.cfe.gob.mx/ConoceCFE/1_AcercadeCFE/CFE_y_la_electricidad_e

e_Mexico/Paginas/CFEylaelectricidadMexico.aspx.

[2] R. López, Localización de la Central Termoeléctrica José Aceves Pozos,

[online] Comisión Federal de Electricidad, 2014. Disponible en:

http://www.hbbe0.hb0.cfemex.com/Localizacion.htm.

[3] [3] R. López, Organigrama de la Central Termoeléctrica José Aceves

Pozos, [online] Comisión Federal de Electricidad, 2012. Disponible en:

http://www.hbbe0.hb0.cfemex.com/Imagenes/Organigrama.png.

[4] T. Cervantes, “Régimen térmico de la central termoeléctrica Adolfo López

Mateos y condiciones de operación que le afectan”, tesis, Universidad

Veracruzana, Poza rica, Veracruz, México, 2001.

[5] ASME Performance Test Codes (PTCs), Procedures for routine

performance tests of Steam Turbines, PTC-6, ASME, 2004.

[6] ASME Performance Test Codes (PTCs), Steam Boiler Efficiency, ASME

PTC-4.1, 2008.

[7] ASME Performance Test Codes (PTCs), Leak determination in

regenerative preheater, ASME PTC-4.3, 2008.

[8] Heat Exchange Institute, código de pruebas de condensadores de

superficie, 1991.

51 | P á g i n a

Anexos

Herramienta de prueba:

[8] Thermoflow software (TFLOW-23)

[9] TFELINK software

[10] SIMO, registro diario de combustible (base de datos)

universidad politécnica de sinaloa. ingeniería en energía

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