aprovechamiento energetico en turbinas de vapor
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Aprovechamiento energético en turbinas de vapor
Autores:
Dr. José Carbia Carril(*), Felipe Antelo González(**) . Dr. José Benito Suárez Costa (**) .
Departamento de Enerxía e Propulsión Mariña da Universidade da Coruña.
E.T.S. de Náutica e Máquinas, Paseo de Ronda 51, 15011, A Coruña. (*) Profesor Titular da Universidade da Coruña. (**) Profesores asociados da Universidade da Coruña. Teléfono: 981 16 70 00 - Ext.: 4314. NIF: 33.224.941- S. E-mail: [email protected] RESUMEN
Este trabajo presenta un estudio del aprovechamiento energético en instalaciones de
turbinas de vapor. El estudio abarcará desde el análisis de la energía suministrada al
sistema en forma de entalpía, hasta la energía no utilizada, y que se pierde en el ambiente,
la que realmente se aprovecha y la que aún encontrándose dentro de la desperdiciada,
pudiera ser susceptible de aprovechamiento.
INTRODUCCIÓN
Habida cuenta que en las instalaciones industriales se pretende siempre optimizar
el consumo de energía, lo que implica un mayor rendimiento económico, se procura en
todo momento no sólo la optimización de la energía en el proceso principal de la planta,
sino que además se buscan soluciones de aprovechamiento de la energía utilizable
(exergía), que se pierde en el proceso principal, pero que podría ser aprovechable, bien
como energía utilizable en el mismo proceso, bien como energía utilizable en
acondicionamiento de las partes de la instalación, (por ejemplo calefacción), o en su caso
añadir a la planta determinados procesos adicionales en los cuales pudiera ser utilizada esa
energía, con lo que esos nuevos procesos añadidos no tendrían el elevado coste que
supondría el tener que disponer de las fuentes primarias de energía necesarias para dichos
procesos.
Los objetivos perseguidos en este trabajo van dirigidos, a establecer un buen
conocimiento del comportamiento de la instalación analizada, de las transformaciones de
energía que se producen en cada uno de los puntos de intercambio de una forma de energía
en otra, las posibles modificaciones o adaptaciones para un aprovechamiento lo más
óptimo posible en cada elemento, proponiendo en su caso mejoras tanto en el modo de
funcionamiento como en el diseño, o introduciendo nuevos sistemas.
Cuantificar de la forma más precisa posible las cantidades de energía puestas en
juego; y de la que se pierde, la que pudiera ser aprovechable, bien como energía auxiliar
para la instalación, o la aprovechable en otros procesos susceptibles de poder
complementar dicha instalación de producción.
Analizar las variables en los costes de ese aprovechamiento, tanto si se imputa a
la producción principal como si se imputa a la producción auxiliar, o al nuevo producto
industrial.
SISTEMAS QUE INTERVIENEN EN EL PROCESO
Los principales sistemas de intercambio energético que intervienen en una
instalación de turbinas de vapor, están relacionados con la transformación de energía
térmica en trabajo, y con la cesión de calor al foco frío. Al mismo tiempo que ese calor
perdido sería susceptible de un aprovechamiento parcial.
Turbina y condensador
La instalación analizada utiliza un ciclo térmico de Rankine regenerativo con 6
extracciones. La turbina es de condensación de dos cuerpos y rinde una potencia de 350
MW a 3000 rpm operando entre 162 bar (admisión de vapor a toberas) y 69 mbar
(condensador). El primer cuerpo alberga los cilindros de alta presión y de presión
intermedia y el segundo, de doble flujo, alberga el cilindro de baja presión.
La parte de alta presión consta de una etapa Curtis y 9 etapas de reacción. La
parte de media presión está compuesta por dos cuerpos con 5 etapas de reacción cada
una, que reciben vapor en sentidos opuestos. La turbina de baja presión es de doble flujo
con circulación de vapor desde el centro hacia los extremos, y está compuesta por dos
cuerpos de 6 etapas cada uno.
La condensación del vapor de agua a la salida de la turbina de baja presión se
realiza en el condensador mediante circulación de agua fría. El condensador extrae la
energía de 730 Tm/h del vapor por medio de 23700 tubos de latón de Almirantazgo por
los que circulan 38000 m3/h de agua realizando 2 pasos.
Sistema de agua de alimentación
Consta de una bomba (turbobomba) accionada por una turbina de vapor de 7850 kW a
5150 rpm funcionando entre 169 bar (generador de vapor) y 4 bar (desgasificador).
Sistema de condensado
Está formado por 2 bombas de eje vertical de tipo sumergido y etapas múltiples
con impulsores tipo turbina que necesitan 680 kW para provocar un salto de presión de
0,069 bar a 15 bar en 950 m3/h.
Sistema de agua de refrigeración
El sistema de refrigeración funciona en ciclo cerrado, con torre hiperbólica e tiro
natural. A la salida del condensador, el agua que ha aumentado su temperatura, se lleva
a la torre de refrigeración, y allí se enfría haciéndola caer en forma de lluvia y
exponiéndola a la corriente de aire que se establece de forma natural por su interior. El
vapor de agua que arrastra la corriente conforma el penacho característico de estas
torres. El caudal de agua de refrigeración en la torre, de 38 Tm/h con un salto de
temperatura de 11º C. La aportación de agua a las balsas de estas torres se realiza desde
una presa de captación alimentada por un río.
Datos de estado relevantes en el ciclo de turbina De todos estos datos de estado del vapor a lo largo de la instalación sólo son necesarios
unos cuantos para el estudio del ciclo Rankine regenerativo de la instalación principal, ya
que la mayoría se corresponden con purgas, pérdidas puntuales, vapor auxiliar, etc.
Por medio de una tabla se consignan aquéllos que se consideran relevantes para el
trazado del correspondiente diagrama h-s del ciclo termodinámico.
CARGA: 100% POT. BORNAS 349,159 MW POT. A LA RED 317,136 MW
p T m h s v
ESTADO
Datos de estado relevantes en
el ciclo de turbina bar ºC kg/h kJ/kg kJ/kgK
m3/ kg
1 VAPOR ENTRADA ADMISIÓN TURBINA 163,00 538,00 1078070 3398,76 6,40 0,02070
2 VAPOR ENTRADA RUEDA CURTIS 162,00 538,00 1055640 3398,76 6,44 0,02130
100 VAPOR ENTRADA TAP 110,00 487,00 1078070 3313,95 6,47 0,02810
5 VAPOR SALE CUERPO AP 43,90 352,57 1078070 3089,02 6,55 0,06200
5s VAPOR ESCAPE TAP (VRF) 43,90 328,00 1078070 3022,14 6,44 0,05800
7 VAPOR RECALENTADO ENTRA TUR (VRC) 39,80 538,00 979317 3528,09 7,18 0,09260
8 VAPOR ENTRA TMP-1 39,30 538,00 979317 3528,09 7,21 0,09310
9 VAPOR SALE TMP-1 21,40 445,00 979317 3343,29 7,23 0,15700
10 VAPOR ENTRA TMP-2 20,50 445,00 902329 3340,24 7,25 0,06500
10s VAPOR SALE TMP- 1 (EXP. ISENT) 21,40 435,00 979317 3314,74 7,21 0,15000
12 VAPOR ESCAPE TBP A CONDENSADOR 0,0691 38,41 676253 2330,35 7,52 21,0100
12s VAPOR ESCAPE TBP A CONDENSADOR (E. ISEN) 0,0691 38,41 676253 2236,30 7,21 19,9000
13 POZO CONDENSADOR 0,0691 38,41 856662 2236,30 0,54 0,00100
14 DESCARGA BBA. CONDENSADO 20,04 39,33 856662 162,73 0,57 0,00100
18 ENTRADA LIQUIDO CBP-1 15,84 40,45 856662 170,29 0,57 0,00100
19 SALIDA LIQUIDO CBP-1, ENTRADA CBP-2 14,94 64,42 856662 270,11 0,89 0,00100
20 SALIDA LIQUIDO CBP-2, ENTRADA CBP-3 13,54 89,50 856662 374,95 1,19 0,00100
21 SALIDA LIQUIDO CBP-3 12,04 127,62 856662 535,12 1,63 0,00100
22 CONDENSADO A DESGASIFICADOR 7,84 127,62 856662 534,71 1,63 0,00100
23 ASPIRACIÓN BBA. ALIM. CALDERA 7,84 168,77 1146896 712,77 1,63 0,00100
24 DESCARGA BBA. ALIM. CALDERA 198,01 170,76 1146896 735,22 1,95 0,00110
26 SALIDA LIQUIDO CAP-5, ENTRADA CAP-6 191,00 214,38 1146896 922,44 2,01 0,00110
27 SALIDA LIQUIDO CAP-6 188,10 254,75 1146896 1106,95 2,44 0,00116
33 VAPOR ENTRADA TBP 8,25 324,30 103885 3092,36 7,34 0,34000
33s VAPOR ENTRADA TBP (EXP. ISENT) 8,25 300,00 798444 3051,40 7,21 0,32000
36 VAPOR TBP 4ª SANGRÍA A CBP-3 2,94 208,51 743092 2877,26 7,39 0,77300
36s VAPOR TBP 4ª SANGRÍA A CBP-3 (EXP. ISENT) 2,94 172,00 743092 2808,96 7,21 0,69100
38 VAPOR TBP 5ª SANGRÍA A CBP-2 0,82 93,64 707571 2669,35 7,42 2,12000
38s VAPOR TBP 5ª SANGRÍA A CBP-2 (EXP. ISENT) 0,82 93,64 707571 2583,24 7,21 2,04000
40 VAPOR ENTRADA CBP-1 0,31 69,42 31318 2525,14 7,64 5,35000
1
5
8
9 - 10
33
36
38
40
12
13
14
19 18
20
21
23 24
26
27
2
100
7
22
EN
TA
LPIA
(k
J/kg
)
418
836
1259
1672
2090
2508
2926
3344
0 10
21
31
42
52
. 63
73
84
.
3760
0
ENTROPIA (kJ/kg·K)
DATOS DE OPERACIÓN DE LA INSTALACIÓN
Se han tomado datos del funcionamiento real de la planta con distintas cargas y en distintas
condiciones de la instalación. En ellos se reflejan los valores de presión y temperatura de
cada estado del fluido en el ciclo así como los caudales y consumos correspondientes de
vapor y combustible.
En las siguientes tablas se muestran estos datos para determinadas condiciones de
operación, a plena carga (350 MW) y con carga parcial, correspondientes al mínimo
técnico (230 MW) y la otra a una situación intermedia (280 MW).
DESGLOSE DE POTENCIAS
POTENCIA EN BORNAS 351,54 349,16 282,81 233,09 MW POTENCIA EN AUXILIARES 16,4 32,023 14,354 16,494 MW POTENCIA A LA RED 335,14 317,136 268,450 216,6 MW
DISTRIBUCIÓN DE POTENCIAS EN TURBINAS POTENCIA TURBINA ALTA PRESIÓN 85,578 132,85 76,44 61,68 MW POTENCIA TURBINA MEDIA PRESIÓN 121,34 121,89 95,896 70,002 MW POTENCIA TURBINA BAJA PRESIÓN 152,36 96,063 116,55 106,62 MW POTENCIA ENTREGADA A ÁLABES 359,178 354,209 288,886 238,302 MW POTENCIA ÁLABES TURBINA AUXILIAR (BAAC) 8,7376 7,949 6,7122 0 MW POTENCIA PERDIDA EN ESCAPE 2,96 3,075 2,35 2,45 MW EFICIENCIA DE LAS TURBINAS EFICIENCIA DE LA EXPANSIÓN TURBINA DE ALTA 74,774 74,215 72,543 66,532 % EFICIENCIA DE LA EXPANSIÓN TURBINA DE MEDIA 90,047 90,538 89,92 88,349 % EFICIENCIA DE LA EXPANSIÓN TURBINA DE BAJA 92,106 70,552 99,007 94,414 %
RESULTADOS OBTENIDOS
RESULTADOS DE LAS PRUEBAS DURANTE LA PUESTA EN MARCHA
PERDIDA EN EL ESCAPE 3,075 MW 2,797 MW
POTENCIA CEDIDA A LOS ALABES 357,294 MW 264,624 MW
PERDIDAS MECANICAS TURBINA 1,000 MW 1,000 MW
PERDIDAS ALTERNADOR 4,060 MW 3,792 MW
POTENCIA BORNAS ALTERNADOR 349,159 MW 257,045 MW
POTENCIA BOMBA ALIMENTACIÓN CALDERA 7,949 kW 6,053 kW
POTENCIA BBA. EXTRACCION CONDENSADO 0,506 MW 0,302 MW
POTECIA EN BOMBA CIRCULACIÓN 2,574 MW 2,574 MW
POTENCIA EN AUXILIARES 32,023 MW 32,000 MW
POTENCIA CEDIDA A LA RED 317,136 MW 230,796 MW
RENDIMIENTO CALDERA 72,01 % 71,50 %
CONS. ESPEC. BRUTO TURBOGENERADOR- CEBT 8182,7 kJ/kWh 8315,4 kJ/kWh
CONS. ESPEC. NETO TURBOGENERADOR - CENT 8992,0 kJ/kWh 8418,4 kJ/kWh
CONS. ESPECIFICO BRUTO GRUPO - CEBG 11734,8 kJ/kWh 12042,5 kJ/kWh
CONS. ESPECIFICO NETO GRUPO - CENG 12906,6 kJ/kWh 13710,1 kJ/kWh
RESULTADOS DE LAS PRUEBAS DURANTE LA PUESTA EN MARCHA
PERDIDA EN EL ESCAPE 1,740 MW 1,749 MW
POTENCIA CEDIDA A LOS ALABES 177,213 MW 89,814 MW
PERDIDAS MECANICAS TURBINA 1,000 MW 1,000 MW
PERDIDAS ALTERNADOR 3,410 MW 3,050 MW
POTENCIA BORNAS ALTERNADOR 171,063 MW 84,015 MW
POTENCIA BOMBA ALIMENTACIÓN CALDERA 4,868 kW 3,209 kW
POTENCIA BBA. EXTRACCION CONDENSADO 0,188 MW 0,030 MW
POTECIA EN BOMBA CIRCULACIÓN 1,673 MW 1,673 MW
POTENCIA EN AUXILIARES 20,815 MW 15,000 MW
POTENCIA CEDIDA A LA RED 150,248 MW 79,015 MW
RENDIMIENTO CALDERA 71,19 % 69,00 %
CONS. ESPEC. BRUTO TURBOGENERADOR- CEBT 8679,7 kJ/kWh 9561,4 kJ/kWh
CONS. ESPEC. NETO TURBOGENERADOR - CENT 9844,0 kJ/kWh 11546,8 kJ/kWh
CONS. ESPECIFICO BRUTO GRUPO - CEBG 12673,0 kJ/kWh 14415,6 kJ/kWh
CONS. ESPECIFICO NETO GRUPO - CENG 14373,3 kJ/kWh 17409,1 kJ/kWh
DISTRIBUCIÓN DE LA POTENCIA EN LOS ÁLABES PARA LAS DISTINTAS CARGAS
DISTRIBUCIÓN DE POTENCIAS (MW) AL 100% DE LA CARGA
POTENCIA CEDIDA A LA RED
317,13688,8%
PÉRDIDAS MECANICAS
TURBINA1,0000,3%
PÉRDIDAS ALTERNADOR
4,0601,1%
PÉRDIDA EN EL ESCAPE
3,0750,9%
POTENCIA EN AUXILIARES
32,0239,0%
DISTRIBUCIÓN DE POTENCIAS (MW) AL 50% DE LA CARGA
POTENCIA EN AUXILIARES
20,81511,7%
PÉRDIDA EN EL ESCAPE
1,7401,0%PÉRDIDAS
ALTERNADOR3,4101,9%
PÉRDIDAS MECANICAS
TURBINA1,0000,6%
POTENCIA CEDIDA A LA
RED150,24884,8%
DISTRIBUCIÓN DE POTENCIAS (MW) AL 75% DE LA CARGA
POTENCIA EN AUXILIARES
32,00011,8%
PÉRDIDA EN EL ESCAPE
2,7971,0%
PÉRDIDAS ALTERNADOR
3,7921,4%
PÉRDIDAS MECANICAS
TURBINA1,0000,4%
POTENCIA CEDIDA A LA
RED230,79685,4%
DISTRIBUCIÓN DE POTENCIAS (MW) AL 25% DE LA CARGA
POTENCIA CEDIDA A LA
RED79,0279,2%
PÉRDIDAS MECANICAS
TURBINA1,001,0%
PÉRDIDAS ALTERNADOR
3,053,1%
PÉRDIDA EN EL ESCAPE
1,751,8%POTENCIA EN
AUXILIARES15,0015,0%
VARIACIÓN DE LA PÉRDIDA EN EL ESCAPE CON LA CARGA
3,0752,797
1,740 1,75
1
2
3
4
100% 75% 50% 25%
CARGA DE LA CENTRAL EN PRUEBAS (%)
PÉR
DID
A E
N E
L ES
CA
PE
(M
W)
VARIACIÓN DE LA PÉRDIDA EN ALTERNADOR CON LA CARGA
4,0603,792
3,410
3,050
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
100% 75% 50% 25%
CARGA DE LA CENTRAL EN PRUEBAS (%)
PÉR
DID
A E
N A
LTER
NA
DO
R
(MW
)
Como se puede apreciar a medida que baja la carga la potencia absorbida por los
elementos auxiliares y las pérdidas del alternador y turbina van disminuyendo en valor
absoluto, pero representan cada vez una mayor proporción de la potencia en los álabes,
siendo desaconsejable el funcionamiento en estas condiciones por aumentar el precio
VARIACIÓN DE LA PÉRDIDA EN AUXILIARES CON LA CARGA
32,023 32,000
20,815
15,000
10
15
20
25
30
35
40
100% 75% 50% 25%
CARGA DE LA CENTRAL EN PRUEBAS (%)
PÉR
DID
A E
N A
UX
ILIA
RES
(M
W)
VARIACIÓN DE POTENCIA BBA. ALIMENTACIÓN CON LA CARG A
7,949
6,0534,868
3,21
0
2
4
6
8
10
100% 75% 50% 25%
CARGA DE LA CENTRAL EN PRUEBAS (%)
PO
TEN
CIA
TBB
A. A
LIM
.
(MW
)
VARIACIÓN DE POTENCIA BBA. CONDENSADO CON LA CARGA
0,506
0,302
0,188
0,03
0,0
0,2
0,4
0,6
100% 75% 50% 25%
CARGA DE LA CENTRAL EN PRUEBAS (%)
PO
TEN
CIA
BBA
. C
ON
DEN
SA
DO
(M
W)
por kWh generado, lo cual se refleja en los consumos específicos como se verá a
continuación.
RESULTADOS DEL CICLO DE TURBINA
Con datos tomados de la propia instalación, y los calculados, tanto en tablas de
vapor como en diagrama de MOLLIER, se representa la evolución del fluido en el
diagrama h-s y se hallan los rendimientos del ciclo (Mataix, C.).
Potencia en bornas del alternador 350 MW Régimen de giro 3000 r.p.m. Presión de vapor a la entrada 163 bar Temperatura del vapor a la entrada 538 ºC Temperatura del vapor después del recalentamiento 538 ºC Presión del condensador 0,069 bar Número de extracciones 6
POTENCIA EN EL PRIMER ESCALONAMIENTO (ESCALONAMIENTO CURTIS)
kgkJh
CT
barp
3399
538
163
1
01
1
=
=
=
s
kgm
hTmm
2,299
1078
=
=
&
&
kgkJh
CT
barp
3310
482
110
100
0100
100
=
=
=
mr 51,0= s
mu 160= MWP 6,26=
kgkJh 89=∆ kg
kJhs 129=∆ 6,0=iη
POTENCIA EN LOS NUEVE ESCALONAMIENTOS DE ALTA PRESIÓN
kgkJh
CT
barp
3310
482
110
100
0100
100
=
=
=
s
kgm
htm
2,299
1078
=
=
&
&
kgkJh
CT
barp
3080
352
9,43
5
05
5
=
=
=
mr
mr
50,0
43,0
9
1
==
s
mu
smu
157
135
9
1
=
= s
mum 146=
kgkJhkg
kJhkgkJh mis 6,25
9
23089,0260230 ==∆==∆=∆ η
MWPT 8,68= MWPm 7,7=
POTENCIA EN LOS CINCO ESCALONAMIENTOS DE MEDIA ALTA PRESIÓN
kgkJh
CT
barp
3528
538
3,39
8
08
8
=
=
=
skgm 9,264=&
kgkJh
CT
barp
3345
445
4,21
9
09
9
=
=
=
mr
mr
63,0
61,0
5
1
==
s
mu
smu
198
192
5
1
=
= s
mum 195=
kgkJhkg
kJhkgkJh mis 6,36
5
18387,0211183 ==∆==∆=∆ η
MWPT 5,48= MWPm 7,9=
POTENCIA EN LOS CINCO ESCALONAMIENTOS DE MEDIA BAJA PRESIÓN
kgkJh
CT
barp
3340
445
5,20
10
010
10
=
=
=
skgm 5,246=&
kgkJh
CT
barp
3092
324
25,8
33
033
33
=
=
=
mr
mr
75,0
60,0
5
1
==
s
mu
smu
236
188
5
1
=
= s
mum 212=
kgkJhkg
kJhkgkJh mis 2,50
5
25194,0265251 ==∆==∆=∆ η
MWPT 9,61= MWPm 4,12=
DOS PRIMEROS ESCALONAMIENTOS DE BAJA PRESIÓN
kgkJh
CT
barp
3092
324
25,8
33
033
33
=
=
=
skgm 5,236=&
kgkJh
CT
barp
2877
208
94,2
36
036
36
=
=
=
mr
mr
97,0
95,0
2
1
==
s
mu
smu
305
298
2
1
=
= s
mum 302=
kgkJhkg
kJhkgkJh mis 114
2
22894,0240228 ==∆==∆=∆ η
MWPT 9,53= MWPm 27=
DOS SEGUNDOS ESCALONAMIENTOS DE BAJA PRESIÓN
kgkJh
CT
barp
2877
208
94,2
36
036
36
=
=
=
skgm 1,211=&
kgkJh
CT
barp
2669
6,93
82,0
38
038
38
=
=
=
mr
mr
02,1
00,1
2
1
==
s
mu
smu
320
314
2
1
=
= s
mum 317=
kgkJhkg
kJhkgkJh mis 103
2
2069,0225206 ==∆==∆=∆ η
MWPT 5,43= MWPm 7,21=
PENÚLTIMO ESCALONAMIENTO DE BAJA PRESIÓN
kgkJh
CT
barp
2669
6,93
82,0
38
038
38
=
=
=
skgm 2,201=&
kgkJh
CT
barp
2525
4,69
31,0
41
041
41
=
=
=
mr 09,1= s
mu 342= kgkJh 133=∆
MWP 8,26= 87,0150 ==∆ is kg
kJh η
ÚLTIMO ESCALONAMIENTO DE BAJA PRESIÓN
kgkJh
CT
barp
2525
4,69
31,0
41
041
41
=
=
=
skgm 4,192=&
kgkJh
CT
barp
2330
4,38
069,0
12
012
12
=
=
=
mr 24,1= s
mu 389= kgkJh 169=∆
MWP 5,32=
82,0202 ==∆ is kgkJh η
POTENCIA TOTAL DE LA TURBINA
MWPiT 5,362=
ANÁLISIS DEL SISTEMA DE REFRIGERACIÓN
DATOS
Calor intercambiado 1675,5 GJ/h T salida agua de refrigeración 38,1 ºC T entrada agua de refrigeración 26,8 ºC T pozo de condensado 41,0 ºC T escape turbina 41,5 ºC P absoluta condensador 51,7 mm Hg Humedad relativa 92,0 % T bulbo seco 15,1 ºC Presión atmosférica 734,0 mm. Hg T saturación a la presión media 41,7 ºC Subenfriamiento pozo condensado 0,7 ºC Caudal agua refrigeración 35834,4 m3/h Rendimiento térmico nominal 77,94 % Rendimiento térmico en el ensayo 75,60 % Factor de limpieza 85,28 %
Torre de refrigeración Temperatura del bulbo húmedo 14,4 ºC KaV/L 1,249 Coeficiente de relleno 3,9 T salida agua a condiciones nominales 26,9 ºC T salida agua garantizada 24,7 ºC Aproximación 12,4 ºC Eficiencia de la torre 47,6 %
De la cantidad de vapor que se lleva el sistema de refrigeración en el foco frío del ciclo de
la instalación de vapor, sería factible su recuperación, si en vez de enviar el agua a la torre
de refrigeración tratara de aprovecharse como elemento calefactor para otros sistemas,
siempre que la temperatura del agua a la salida del sistema de refrigeración del foco frío
sea suficiente para asegurar una transmisión adecuada de calor, para el valor de la
temperatura máxima del elemento receptor.
CONCLUSIONES Al mejorar el sistema de desmineralización del agua del ciclo y el tratamiento de ésta en el
propio ciclo se reducen, por una parte, las posibles incrustaciones en las zonas de tubos de
agua y de vapor de la caldera y, por otra, es posible disminuir la temperatura de agua de
reposición en el condensador si se reduce la cantidad de gases incondensables con lo cual
la eficiencia del mismo es mayor y es más fácil conseguir una menor temperatura en el
mismo con la consecuente disminución de presión como corresponde en saturación.
La recogida de todos los vapores de purgas y fugas para su incorporación al ciclo como se
observa en las tablas, reporta también un considerable ahorro energético.
Otra posibilidad de optimización del ciclo es el aprovechamiento de la energía que se va
con el agua de refrigeración del condensador, contemplándose la posibilidad de utilizar una
parte de los 1675,5 GJ/h a 38 ºC para calefacción en instalaciones domésticas, deportivas o
industriales.
REFERENCIAS • Antelo González, Felipe. “Aproveitamento Energético e Rendementos dunha
planta de xeración de Energía Eléctrica a Vapor”. T.I.T. Universidade da Coruña. 2004.
• Mataix, Claudio. “Turbomáquinas Térmicas”. Editorial DOSSAT. 2000. • Gómez, J.L., Monleón, M, Gallego, G., “Termodinámica Técnica”. U.P.V.
Departamento de Termodinámica Aplicada. 2002. • Rosen Marc, A. “Exergy Analysis of Energy Systems”. Ontario Institute of
Technology. 2004. • Lindenberger D., Brucknerc T. y Morrisonc, R. “Modernization of local energy
systems”. Energy – Journal. Volume 29, Issue 2, pp. 245-256, (Febrero 2004). • Weiguo Xing y Felix F. Wu. “Economic evaluation of private power production
under uncertainties”. International Journal of Electrical Power and Energy Systems – Journal. Volume 25, Issue 2, pp. 91-172 (Febrero 2003).