ciclo combinado-parte-1 2
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UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN AGUSTIN
UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN AGUSTIN FACULTAD DE INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN Y SERVICIOS
ESCUELA PROFESIONAL DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
FORMULACION DE
PROYECTOS DE UNA
CENTRAL
HIDROELÉCTRICA “PROYECTO CENTRAL
TERMICA DE CICLO
COMBINADO”
DOCENTE :
ING. PASCUAL ADRIASOLA
PRESENTADO POR :
- Adriazola Vizarreta Judith
- Cayani Mendoza Michael Hernan
-Huaman Condorimay Karen Paola
AREQUIPA-PERU
NOVIEMBRE/2016
DEDICATORIA
Queremos dedicar el esfuerzo dedicado para la realización de este trabajo de investigación
a nuestros padres, quienes han sido un ejemplo absoluto en nuestras vidas y nos han
apoyado y brindado con su confianza incondicionalmente. Además queremos agradecer y
dedicar este trabajo de investigación al Ing. Pascual Adriazola, quien nos impulsa a ser
profesionales exitosos y de bien.
AGRADECIMIENTOS
Agradecemos a todos nuestros familiares más cercanos por estar siempre pendiente de lo
que ocurre con nuestra vida, y de quienes no escribimos sus nombres porque no alcanzaría
esta página, pero ellos saben cuanto significan para nosotros.
A todos los profesores de la escuela de Ingeniería Eléctrica, de la Universidad Nacional de
San Agustín de Arequipa, de quienes guardamos sus mas valiosos conocimientos.
A nuestra alma mater la Universidad Nacional de San Agustín de Arequipa, por permitirnos
ser parte de ella.
i
CONTENIDO
................................................................................................................................................ 2
1 INTRODUCCION............................................................................................................. 3
1.1 MOTIVACIÓN DEL PROYECTO............................Error! Bookmark not defined.
1.2 TIPOS DE CENTRALES DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA............. 3
1.3 CLASIFICACIÓN DE LAS CENTRALES DE ENERGÍA ELÉCTRICA ................... 4
1.3.1 POR LA ENERGÍA QUE BRINDAN ................................................................. 4
1.3.2 POR LA ENERGÍA PRIMARIA QUE UTILIZAN .............................................. 5
1.4 CENTRALES TERMICAS........................................................................................ 7
1.5 CENTRALES DE CICLO COMBINADO.................................................................. 9
1.5.1 Ventajas del Ciclo Combinado ......................................................................... 9
1.5.2 Partes fundamentales de una central de ciclo combinado ............................ 10
1.5.3 FUNCIONAMIENTO de una central de ciclo combinado .............................. 12
1.5.4 Impactos medioambientales de lAs centrales de ciclo combinado ............... 12
1.5.5 Configuraciones .............................................................................................. 13
1.5.6 PARÁMETROS CARACTERÍSTICOS DE UN CICLO COMBINADo ........... 15
2 ANTECEDENTES ......................................................................................................... 17
2.1 ANTECEDENTES GENERALES DEL PROYECTO............................................. 17
2.1.1 UBICACIÓN Y JUSTIFICACIÓN DE LA LOCALIZACIÓN DEL PROYECTO
18
2.1.2 Características generales del proyecto .......................................................... 19
2.1.3 Monto estimado de la inversión y mano de obra ........................................... 20
3 OBJETIVOS................................................................................................................... 20
3.1 OBJETIVOS GENERALES.................................................................................... 20
3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS. ................................................................................ 21
4 ESTUDIO DE MERCADO ............................................................................................. 21
4.1 LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA EN EL PERÚ................................................... 21
4.2 ANALISIS EN EL PERIODO 2014-2020 ............................................................... 22
4.2.1 PROYECCION DE LA DEMANDA................................................................. 22
4.2.2 PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN ............................................... 22
4.2.3 BALANCE OFERTA-DEMANDA .................................................................... 24
4.3 Proyección del sector............................................................................................. 25
4.3.1 Proyección de la demanda eléctrica .............................................................. 25
ii
4.4 El gas natural en la matriz de producción eléctrica .............................................. 28
4.5 EL MERCADO DEL GAS NATURAL EN EL PERÚ ............................................. 29
4.5.1 VENTAJAS ECONÓMICAS ........................................................................... 31
4.5.2 VENTAJAS OPERACIONALES ..................................................................... 31
3
PROYECTO CENTRAL CICLO COMBINADO
1 INTRODUCCION
La produccion de energia electrica con la generacion de ciclo combinado es una de las
tecnologías más prometedoras que hay disponibles ya que se da de manera económica,
limpia para el ambiente y eficiente, mediante la utilización de cualquier combustible fósil
económicamente disponible: gas natural, carbón o petróleo.
Una planta de energía de ciclo combinado, adopta una turbina de combustión con una
turbina de vapor, operando ambas en una sola instalación para una eficiencia máxima.
Los gases calientes de escape procedentes de la turbina de combustión en vez de ser
ventilados a la atmósfera, se canalizan por un intercambiador de calor llamado generador
a vapor recuperador de calor HRSG (heat recovery steam generator) o tambienllamada
caldera de recuperacion de calor. El vapor generado en el HRSG arriba a la turbina a vapor
a producir energía adicional.
La operación en ciclo combinado puede generar alrededor del 50% de potencia adicional e
incrementar de 6 a 15% la eficiencia al ser comparada con plantas térmicas convencionales
de combustible fósil y del orden de aproximadamente +20% en relación a las turbinas de
gas a ciclo abierto.
Generalmente, por cada dos megawatts de energía producida por la combustión del
generador TG, resulta factible obtener un megawatt por la turbina de vapor, utilizando
fundamentalmente la energía del escape de la turbina de gas.
1.1 TIPOS DE CENTRALES DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
Una central productora de energía es cualquier instalación que tenga como función
transformar energía potencial en trabajo.
Las centrales eléctricas son las diferentes plantas encargadas de la producción de energía
eléctrica y se sitúan, generalmente, en las cercanías de fuentes de energía básicas (ríos,
yacimientos de carbón, etc.).
También pueden ubicarse próximas a las grandes ciudades y zonas industriales, donde el
consumo de energía es elevado.
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1.2 CLASIFICACIÓN DE LAS CENTRALES DE ENERGÍA ELÉCTRICA
La clasificación de las centrales de generación de energía eléctrica se la puede hacer
considerando varios aspectos como el la capacidad de potencia generada, el tipo de
energía
1.2.1 POR LA ENERGÍA QUE BRINDAN
Las Centrales Eléctricas pueden clasificarse dependiendo del servicio que brinden:
Centrales de Base o Centrales Principales
Su función es suministrar energía eléctrica en forma permanente; la instalación suele estar
en marcha durante largos períodos de tiempo y no debe sufrir interrupciones de la
instalación.
Este tipo de centrales se caracterizan por su alta potencia, y generalmente, se trata de
centrales nucleares, térmicas e hidráulicas.
Centrales de Punta
Estas centrales tienen como principal función cubrir la demanda de energía eléctrica cuando
existen picos de consumo, o sea horas punta. Trabajan en espacios cortos de tiempo
durantes determinadas horas, su funcionamiento es periódico.
Debido a la capacidad de respuesta necesaria, generalmente suelen ser centrales
hidráulicas o térmicas. Las centrales de punta sirven de apoyo a las centrales de base.
Centrales de Reserva
El concepto de reserva económica implica la disponibilidad de instalaciones capaces de
sustituir, total o parcialmente, a las centrales de base en las siguientes situaciones: escasez
o falta de materias primas (agua, carbón, fuel-oil, etc.).
El concepto de reserva técnica comprende la programación de determinadas centrales para
reemplazar a las centrales de producción elevada en el caso de fallas en sus maquinarias.
Las centrales a las que se suele recurrir en esos casos son las hidráulicas o con turbinas
de gas debido a la rápida capacidad de respuesta.
Centrales de Socorro
Si bien tienen el mismo propósito que las centrales anteriores, se diferencian en que estas
son pequeñas centrales autónomas y transportables en camiones, trenes o barcos. Suelen
ser accionadas por motores Diesel.
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1.2.2 POR LA ENERGÍA PRIMARIA QUE UTILIZAN
Hay diversas maneras de obtener energía eléctrica a partir de las fuentes de energía que
existe en el medioambiente entre otras a continuación describiremos brevemente las más
importantes tenemos:
Centrales hidraulicas
Centrales eólicas
Centrales fotoeléctricas
Centrales nucleares
Centrales termo solares
Centrales hidroeléctricas
A continuación vamos a detallar brevemente el funcionamiento de estas centrales.
1.2.2.1 CENTRALES HIDRÁULICAS O HIDROELÉCTRICAS
El costo de construcción de estas centrales es elevado pero se compensan con los bajos
gastos de explotación y mantenimiento luego la puesta en marcha de las mismas. Como
consecuencia de esto, las centrales hidráulicas son las más rentables en comparación con
los restantes tipos.
Estas centrales suelen ubicarse lejos de los grandes centros de consumo y el lugar de
asentamiento de las mismas está condicionado por las características del terreno.
Las turbinas hidráulicas son accionadas por el agua como consecuencia de la energía
cinética o a la de presión que ha desarrollado en su descenso. Anteriormente, el agua es
retenida, encauzada ycontrolada.
Los modelos más relevantes de estas máquinas motrices son las turbinas Pelton, Francis,
kaplan y de hélice.
1.2.2.2 CENTRALES EÓLICAS
Estas centrales utilizan a los vientos o corrientes de aire para generar la energía eléctrica.
Su utilización se limita a situaciones especiales debido a que la obtención de energía
eléctrica a través de estas centrales, tiene un elevado costo.
El viento puede ser aprovechado a partir de ciertas velocidades (mínima 6 m/s), solo en las
centrales eólicas de un tamaño considerable.
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Los aerogeneradores o turbinas eólicas son aquellas máquinas que superan algunas
decenas de kW. Aún se desconoce la manera de regular la producción que estas máquinas
aportan.
1.2.2.3 CENTRALES FOTOELÉCTRICAS
Estas centrales transforman la energía lumínica del sol en energía eléctrica mediante el uso
de paneles solares, estas centrales tienen la particularidad de no utilizar el generador en el
proceso de la obtención de la energía eléctrica.
1.2.2.4 CENTRALES NUCLEARES
La producción de energía se logra mediante la transformación previa de la energía nuclear.
Un combustible nuclear, el uranio, y un reactor nuclear reemplazan a los combustibles y a
la caldera de la central térmica. En el reactor tiene lugar la fisión del uranio (rotura en cadena
de los núcleos de los átomos de este elemento químico), que al liberar una gran cantidad
de energía origina el calor preciso para la obtención del vapor de agua.
Los tres combustibles fisionables conocidos son: uranio 235, plutonio 239 y uranio 233. El
primero de estos combustibles es el único que se encuentra disponible en la naturaleza.
Las centrales nucleares o termonucleares utilizan las turbinas de vapor como maquinas
motrices.
El reactor y los sistemas de instalación deben ser sometidos a una continua refrigeración,
por lo tanto, la localización de estas centrales depende de la disponibilidad de caudales de
agua de valor determinado y regular.
La presente demanda de energía puede ser satisfecha en forma suficiente con el
rendimiento logrado por las centrales hidráulicas, térmicas y nucleares.
Las siguientes centrales presentan una serie de dificultades económicas y técnicas. Los
rendimientos obtenidos con las mismas son bajos en comparación con las centrales
anteriores. Estas centrales se construyeron con el propósito de aprovechar al máximo los
recursos energéticos naturales, pero presentan un alto costo de construcción y una escasa
prestación de energía eléctrica.
1.2.2.5 CENTRALES MAREOMOTRICES
La energía eléctrica es consecuencia de la energía de las mareas. Parten del cambio de
nivel periódico y las corrientes de agua de mares, océanos, lagos, etc.
Cuando la marea está alta, se retiene agua del mar en la zona de embalse; al bajar la
marea, el agua retorna al mar a través de las maquinas, haciendo funcionar las mismas.
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El conjunto de "máquina motriz – generador" se denomina grupo-bulbo y en su interior se
ubican un generador, los equipos correspondientes y una hélice (turbina eléctrica del tipo
Kaplan de eje horizontal o inclinado).
1.2.2.6 CENTRALES GEOTÉRMICAS
Las altas temperaturas que existen en el interior del globo terráqueo producen un vapor
natural a 200°C aproximadamente. Esta energía térmica acciona directamente las turbinas
de vapor de las centrales geotérmicas.
El subsuelo terrestre es una reserva de energía prácticamente inagotable, pero es de difícil
acceso y por lo tanto poco aprovechable.
1.2.2.7 CENTRALES TERMICAS
Térmicas
El alimento de estas centrales está constituido por los distintos combustibles sólidos (carbón
mineral); líquidos (gas-oil y fuel-oil, originados en la refinación del petróleo crudo); y
gaseosos (gas natural).
La energía eléctrica surge como consecuencia de la energía térmica de combustión.
La proximidad a un yacimiento de carbón, o a una refinería de petróleo o a un grupo
industrial son algunos de los condicionantes del lugar donde estas centrales pueden
ubicarse.
El vapor de agua producido en una caldera posibilita el funcionamiento de las turbinas de
vapor (máquinas motrices) al hacer girar el eje de dichas máquinas.
En el caso de que las turbinas sean accionadas por gas proveniente de la combustión del
gas natural, gas de altos hornos o aceite de petróleo destilado, se trata de turbinas de gas.
1.3 CENTRALES TERMICAS
El alimento de estas centrales está constituido por los distintos combustibles sólidos (carbón
mineral); líquidos (gas-oil y fuel-oil, originados en la refinación del petróleo crudo); y
gaseosos (gas natural).
La energía eléctrica surge como consecuencia de la energía térmica de combustión.La
proximidad a un yacimiento de carbón, o a una refinería de petróleo o a un grupo industrial
son algunos de los condicionantes del lugar donde estas centrales pueden ubicarse.
El vapor de agua producido en una caldera posibilita el funcionamiento de las turbinas de
vapor (máquinas motrices) al hacer girar el eje de dichas máquinas.
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En el caso de que las turbinas sean accionadas por gas proveniente de la combustión del
gas natural, gas de altos hornos o aceite de petróleo destilado, se trata de turbinas de gas.
Turbinas a Gas
La idea de la turbina a gas recientemente ha adquirido importancia práctica. Durante la
primera década de este siglo Holzwarth en Mulheim construyó una primitiva turbina que
disponía en la periferia de varias cámaras de combustión, las cuales actuaban a través de
un sistema de válvulas.
Estas lograron desarrollarse hasta alcanzar su completa madurez, logrando rendimientos
térmicos totales del 20% aproximadamente.
Más tarde, con la aplicación de la tecnología utilizada en turbosoplantes de motores de
aviación, turbo carga con gases de escape y los avances utilizados en las calderas Velox,
arribamos a las modernas turbinas de gas, las cuales se basan en el siguiente esquema:
El compresor comprime aire desde la presión atmosférica hasta 4.6 ata (llegando hasta 30
ata). En la cámara de combustión se quema gas o combustible líquido pulverizado, de
similar forma que en el hogar de una caldera, de forma continua y a presión constante. De
esta forma se genera un incremento de la capacidad de trabajo del aire en la relación de
las temperaturas absolutas antes y después de la combustión. Por lo expuesto, la turbina
es capaz de generar más potencia que la necesaria, siendo el exceso potencia útil cedida
al generador.
El rendimiento del proceso escala con la temperatura de la combustión, la cual se ve
limitada por la solicitación térmica de los álabes de la turbina; esta es la causa por la que la
construcción de turbinas de gas está directamente vinculada al desarrollo de los materiales.
Según lo expresado, en el comprensor el aire es comprimido hasta la presión de
combustión, usándose luego en la cámara para quemar combustible (gas o líquido). Una
porción del aire es utilizado para enfriamiento y control de la estabilidad de la temperatura,
como de la propia llama.
Los gases que se generan por la combustión son distribuidos por la totalidad de la periferia
de la primera fila de paletas y difundidos a lo largo de la turbina. Usualmente, esta primera
etapa de expansión es conocida como turbina de alta presión; obteniéndose a través de las
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mismas el trabajo necesario para accionar el comprensor. La siguiente etapa, llamada
turbina de potencia, acciona el generador eléctrico.
1.4 CENTRALES DE CICLO COMBINADO
La central térmica de ciclo combinado es aquella donde se genera electricidad mediante la
utilización conjunta de dos turbinas:
Un turbogrupo de gas
Un turbogrupo de vapor
Es decir, para la transformación de la energía del combustible en electricidad se
superponen dos ciclos:
El ciclo de Brayton (turbina de gas): toma el aire directamente de la atmósfera y
se somete a un calentamiento y compresión para aprovecharlo como energía
mecánica o eléctrica.
El ciclo de Rankine (turbina de vapor): donde se relaciona el consumo de calor con
la producción de trabajo o creación de energía a partir de vapor de agua.
1.4.1 VENTAJAS DEL CICLO COMBINADO
Las características principales de las centrales térmicas de ciclo combinado son:
Flexibilidad. La central puede operar a plena carga o cargas parciales, hasta un mínimo
de aproximadamente el 45% de la potencia máxima.
Eficiencia elevada. El ciclo combinado proporciona mayor eficiencia por un margen
más amplio de potencias.
Sus emisiones son más bajas que en las centrales térmicas convencionales.
Coste de inversión bajo por MW instalado.
Periodos de construcción cortos. 2 a 3 años.
Menor superficie por MW instalado si lo comparamos con las centrales
termoeléctricas convencionales (lo que reduce el impacto visual).
Bajo consumo de agua de refrigeración.
Ahorro energético en forma de combustible
Disponibilidad del uso de gas natural
Alta disponibilidad
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Disponibilidad de grandes volúmenes de gas natural.
Posibilidad de uso de otros combustibles, además del gas natural: gasóleo, GLP,
carbón gasificado, etc., con rendimientos elevados pero con limitaciones en el
funcionamiento de los quemadores.
Elevados rendimientos con buen factor de carga.
Alta disponibilidad de estas centrales, pueden funcionar sin problemas hasta 8300
horas equivalentes al año
Menores emisiones de CO2 por kWh producido,
Menores requerimientos de refrigeración respecto a una central convencional de
igual potencia, en torno a un 35% menos que una central convencional.
Corto plazo de construcción, que oscila en torno a los dos y tres años.
Posibilidad de comenzar a generar el 65% de la potencia total en un corto espacio
de tiempo, que puede rondar los 12-14 meses.
Economía en la inversión. Los ciclos combinados son la tecnología de generación
más barata.
Debido al alto grado de automatización, requieren de menor cantidad de recursos
humanos para su mantenimiento y control que una central tradicional, por lo que los
costes de explotación son menores.
1.4.2 PARTES FUNDAMENTALES DE UNA CENTRAL DE CICLO COMBINADO
Para entender el funcionamiento de una central térmica de ciclo combinado hay que
conocer primero las partes que la forman:
Turbina de gas. o el conjunto de ellas. La turbina de gas es la responsable de liberar
la energía química contenida en el combustible, transformado una parte en energía
mecánica que mueve el eje del alternador, y otra parte en energía térmica que sale
por el escape y que se aprovecha como fuente de calor en el generador de
vapor. Que consta de:
o Compresor, cuya función es inyectar el aire a presión para la combustión
del gas y la refrigeración de las zonas calientes.
o Cámara de combustión, donde se mezcla el gas natural (combustible) con
el aire a presión, produciendo la combustión.
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o Turbina de gas, donde se produce la expansión de gases que provienen de
la cámara de combustión.
Consta de tres o cuatro etapas de expansión y la temperatura de los gases en la entrada
está alrededor de 1.400ºC saliendo de la turbina a temperaturas superiores a los 600ºC.
Caldera de recuperación. En esta caldera convencional, el calor de los gases que
provienen de la turbina de gas se aprovecha en un ciclo de agua-vapor.
Turbina de vapor. Encargada de convertir la energía potencial del vapor en energía
mecánica rotativa. Esta turbina acostumbra a ser de tres cuerpos y está basada en
la tecnología convencional.
El generador de vapor: encargado de convertir la energía contenida en los gases
de escape de la turbina de gas en energía potencial, en forma de vapor a una
presión y temperatura determinada.
El ciclo agua-vapor, que es el conjunto de elementos encargados de transportar
este vapor en las condiciones adecuadas desde el generador de vapor hasta la
turbina de vapor.
El generador o generadores, que acoplados a los ejes de las turbinas de gas y
vapor se encargan de transforman la energía mecánica rotativa en energía eléctrica.
Sistema eléctrico, que permite tanto la alimentación de los equipos auxiliares de la
planta, como la exportación de la energía eléctrica producida.
El sistema de alimentación de combustible. Las centrales de ciclo combinado
tienen como combustible principal el gas natural, aunque en muchos casos se
cuenta con combustible diesel de cierta calidad (mayor calidad que el utilizado en
automoción) bien como combustible principal y único, o bien como combustible
alternativo al gas natural.
Sistemas de refrigeración. Al final, siempre una parte de la energía térmica
contenida en el combustible no será aprovechada en la planta y debe ser evacuada
al medio ambiente que rodea ésta. Puede evacuarse bien al aire, a través de
aerocondensadores o de torres de refrigeración, o bien al agua de un cauce público
(un rio o el mar), a través del condensador. Un objetivo muy importante del diseño
de una central de ciclo combinado es minimizar esta cantidad de calor
desaprovechada y evacuada al aire o al agua.
Sistema de tratamiento de agua. Tanto el sistema de refrigeración como el de
aprovechamiento de calor requieren unas especificaciones en las características
físico-químicas del fluido que utilizan (generalmente agua) que requiere de una serie
de sistemas para su tratamiento y control.
Otros sistemas auxiliares, como la planta de tratamiento de efluentes, el sistema
contraincendios o el de producción de aire comprimido.
Sistema de control, que se encarga del gobierno de las instalaciones, normalmente
muy automatizadas.
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1.4.3 FUNCIONAMIENTO DE UNA CENTRAL DE CICLO COMBINADO
En primer lugar el aire es comprimido a alta presión en el compresor, pasando a la cámara
de combustión donde se mezcla con el combustible. A continuación, los gases de
combustión pasan por la turbina de gas donde se expansionan y su energía calorífica se
transforma en energía mecánica, transmitiéndolo al eje.
Los gases que salen de la turbina de gas se llevan a una caldera de recuperación de calor
para producir vapor, a partir de este momento tenemos un ciclo agua-vapor convencional.
A la salida de la turbina el vapor se condensa (transformándose nuevamente en agua) y
vuelve a la caldera para empezar un nuevo ciclo de producción de vapor.
Una central de ciclo combinado es una planta que produce energía eléctrica con un
generador accionado por una turbina de combustión, que utiliza como combustible principal
gas natural Los gases de escape de la combustión son aprovechados para calentar agua
en una caldera de recuperación que produce vapor aprovechable para accionar una
segunda turbina. Esta segunda turbina, de vapor, puede accionar el mismo generador que
la de gas u otro distinto.
1.4.4 IMPACTOS MEDIOAMBIENTALES DE LAS CENTRALES DE CICLO
COMBINADO
La utilización de gas natural para la generación de electricidad mediante la tecnología del
ciclo combinado se encuentra dentro de la política medioambiental de un gran número de
países, ya que ofrece un gran número de ventajas en comparación con el resto de
tecnologías de producción eléctrica.
En concreto, las emisiones de CO 2 en relación a los kWh producidos son menos de la
mitad de las emisiones de una central convencional de carbón.
En pleno siglo XXI cuando se quiere abordar un proyecto industrial de cualquier naturaleza
hay que estudiar cual será el impacto ambiental de la actividad.
Aunque es cierto que aún existen países en los que no es obligatorio.
Estos estudios previos tienen un objetivo: determinar una serie de medidas correctoras que
eviten que el medioambiente sufra un impacto negativo inasumible.
El Estudio de Impacto Ambiental se define como “el conjunto de estudios y sistemas
técnicos que permiten estimar los efectos que la ejecución de un determinado plan,
programa, proyecto, obra o actividad causa sobre el medio ambiente”.
Un ciclo combinado emite una serie de gases a la atmósfera que están normalmente
vigilados de acuerdo con la normativa de cada país y con los compromisos internacionales
que éstos adquieren.
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Los efluentes líquidos de una central de ciclo combinado provienen del circuito de
refrigeración y de los distintos procesos que se llevan a cabo.
En cuanto al agua de refrigeración, las características del vertido dependen del sistema de
refrigeración (circuito abierto o circuito cerrado, con torre de refrigeración) y del origen del
agua que se utilice (agua de mar o agua dulce).
El ruido es un aspecto medioambiental cuya importancia ha ido aumentando en los últimos
años. Es difícil definir el ruido con precisión.
Residuos tóxicos y peligrosos: como pueden ser:
Aceites usados
Envases de productos químicos
Filtros de aire de entrada a turbina de gas u
Otros residuos sólidos no tóxicos.
Una central de ciclo combinado puede verse
afectada por accidentes o situaciones anómalas que
supongan un riesgo medioambiental. Las normas
ISO 14000 y la propia lógica indican que es
necesario estudiar esos accidentes potenciales y
modos de funcionamiento anormales que pudieran
tener un impacto medioambiental negativo, para
tratar de minimizar sus efectos.
Algunos ejemplos pueden ser: Roturas de tuberías
de aguas de refrigeración, Derrames de aceites,
Derrames de ácido sulfúrico o Fugas de metano
entre otros.
1.4.5 CONFIGURACIONES
Los equipos vistos hasta ahora pueden combinarse de varias formas, dando lugar a
diferentes configuraciones de central de ciclo combinado. Cada una de ellas tiene sus
ventajas e inconvenientes, que hacen que en determinadas ocasiones sea preferible
construir una planta de acuerdo a una configuración determinada, y en otras, una
configuración diferente. Hay que tener en cuenta siempre que la potencia total de las
turbinas de vapor de la instalación debe ser aproximadamente igual a la mitad de las
potencias de las turbinas de gas con las que cuente la instalación.
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La configuración monoeje es la más simple de todas, y supone que una turbina
de gas y una turbina de vapor se unen en un mismo eje para accionar un único
generador. Es una solución barata y efectiva, que permite demás ahorrar costes de
ingeniería, ya que la solución monoeje suele estar ya prediseñada.
Configuración multieje 1x1. La segunda configuración posible consiste en diseñar
centrales de ciclo combinado en las que la turbina de gas y la turbina de vapor no
estén unidas, y ambas se conecten a su propio generador.
Configuración nx1x1. Dentro de la familia de plantas que tienen una turbina de
vapor por cada turbina de gas, es posible colocar varios monoejes para constituir
una central de gran potencia, pero configurada como diversos grupos
independientes que comparten una serie de servicios auxiliares.
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Configuración 2x1. La configuración 2x1 es sin duda la mas habitual para una
central de ciclo combinado de nueva construcción., por diferentes razones. En esta
configuración la planta cuenta con dos turbinas de gas de igual potencia, acopladas
cada una a su propio generador y con salida de gases a dos generadores de vapor
(HRSG) independientes.
Configuración nx1. No solo es posible utilizar dos turbinas de gas por una turbina
de vapor, sino que es posible igualmente incrementar el número de turbinas todo lo
que se crea necesario para generar el vapor suficiente con el que alimentar una sola
turbina de vapor.
Configuración nxnx1. Es posible construir una central compuesta por diversos
grupos de turbinas de gas que alimentan diversas turbinas de vapor, con el diseño
adecuado.
1.4.6 PARÁMETROS CARACTERÍSTICOS DE UN CICLO COMBINADO
Hay una serie de parámetros característicos que definen completamente una central de
ciclo combinado. La identificación de estos parámetros permite hacerse una idea completa
de las características de la instalación. Cada uno de ellos se describen a continuación.
1.4.6.1.1 POTENCIA BRUTA Y NETA
La potencia es el principal parámetro característico de una central de ciclo combinado.
En una central de ciclo combinado la potencia depende de las condiciones ambientales.
Por tanto, informar sobre la potencia que puede alcanzar la instalación requiere indicar
exactamente en qué condiciones se expresa.
1.4.6.1.2 MARCA Y MODELO DE LA TURBINA DE GAS
Teniendo en cuenta que todo el diseño de una central de ciclo combinado se realiza en
función de la turbina de gas elegida, para caracterizar a una de estas centrales es preciso
indicar quien es el tecnólogo y cuál es el modelo elegido de turbina.
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1.4.6.1.3 CONFIGURACIÓN
Uno de los parámetros característicos de un ciclo combinado será pues la configuración
adoptada de las turbinas de gas y vapor.
1.4.6.1.4 COMBUSTIBLES EMPLEADOS
Es conveniente, a la hora de caracterizar un ciclo combinado, indicar tanto el combustible
principal que utiliza la central como el combustible auxiliar disponible en caso de que el
suministro del principal fallara
1.4.6.1.5 TIPO DE REFRIGERACIÓN
Una central de ciclo combinado puede disponer de tres tipos de sistemas de refrigeración
para evacuar el calor latente de condensación del vapor a la salida de la turbina: Ciclo
abierto, ciclo semiabierto y ciclo cerrado.
1.4.6.1.6 TIPO DE GENERADOR
Los generadores empleados en un ciclo combinado pueden ser de 2 o de 4 polos,
dependiendo de la velocidad a la que giren las turbinas.
1.4.6.1.7 TENSIÓN DE GENERACIÓN
La tensión del generador es proporcional a la velocidad de giro y a la intensidad del campo
magnético del rotor.
1.4.6.1.8 TENSIÓN DE SALIDA
Independientemente de la tensión del generador, la planta se conecta con la red de un país
en algún punto, a una tensión determinada por la propia red. Un parámetro característico
de una central de ciclo combinado es sin duda la tensión de salida de la instalación. Esta
tensión define además el transformador principal, que debe transformar la tensión de
generación en tensión de salida.
1.4.6.1.9 TIPO DE SUBESTACIÓN
El tipo de subestación también caracteriza una central de ciclo combinado. La subestación
elevadora puede ser de intemperie, que es lo más habitual por ser lo más barato, o
subestación blindada.
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2 ANTECEDENTES
2.1 ANTECEDENTES GENERALES DEL PROYECTO
En la actualidad el uso de energía obtenida a base de la combustión de hidrocarburos está
generando grandes problemas al medio ambiente debido a las emisiones de gases de
efecto invernadero, y los efectos que esto genera en el clima.
Sin embargo la central de ciclo combinado de este proyecto, usa gas de camisea, y evita la
gran expasion de CO2 a la atmosfera, contribuyendo de esta manera favorablemente.
El gas natural es una de las fuentes de energía más limpias y respetuosas con el medio
ambiente, ya que es la que contiene menos dióxido de carbono (co2) y lanza menores
emisiones a la atmósfera. es, además, una energía económica y eficaz, una alternativa
segura y versátil y capaz de satisfacer la demanda energética.
La distribución de gas natural en el departamento de Ica
En diciembre de 2010, Contugas se convirtió en la empresa destinada a distribuir GN en el
departamento de Ica, en las localidades de Pisco, Chincha, Ica, Nasca y Marcona.
Concesionada por el Estado peruano en 2009 por un período de 30 años, Contugas obtuvo
la aprobación de su estudio de impacto ambiental y empezó la implementación de un plan
de inversiones por un estimado de US$ 300 millones. Contempló la construcción de un
gasoducto de 260 km y más de 74 km de ramales.
En febrero de 2012, entró en operación comercial parcial en la ciudad de Pisco, logrando
prestar servicios a los primeros hogares. Según el contrato de concesión, la empresa
debería haber instalado cerca de 50 mil conexiones a 2015. El 7 de junio de 2014, Contugas
dio inicio a la operación comercial total del sistema en el departamento de Ica, contando
con 16 mil familias que ya estaban conectadas al servicio de GN. La obra demandó una
inversión de US$ 345 millones e incluyó la instalación del ducto regional, así como las redes
gasíferas en las ciudades de Chincha, Pisco, Ica, Marcona y Nasca.
Sistema de distribución de gas natural en el departamento de Ica
Como resultado de la política de inserción de la industria del GN, se viene impulsando la
descentralización de este energético. El departamento de Ica es otro de los beneficiados
del Proyecto Camisea. Para ello, se adjudicó la distribución y comercialización de GN a la
empresa Contugas, consorcio conformado por la Empresa Transportadora de Gas del
18
Interior (TGI) y la Empresa de Energía de Bogotá (EEB), las cuales forman parte del Grupo
Energía de Bogotá. El Estado peruano entregó la concesión a Contugas mediante la firma
de un contrato BOOT45 por un periodo de 30 años. Así, Contugas prestará el servicio de
distribución de GN a las ciudades de Pisco, Chincha, Ica, Nasca y Marcona, que contarán
con redes de distribución de GN de alta presión de 180 km de largo.
2.1.1 UBICACIÓN Y JUSTIFICACIÓN DE LA LOCALIZACIÓN DEL PROYECTO
El proyecto Central Termica de Ciclo Combinado se localiza en el departamento de
Ica, provincia de Pisco, distrito de umay.
19
2.1.2 CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL PROYECTO
- El proyecto comprende la instalación de una planta a gas natural que opera en Ciclo
Combinado y en la planta se ha instalado dos Turbinas a Gas (TG1 y TG2), dos
Calderas de Recuperación de calor, Una Turbina de Vapor (TV1), Sistema de
Enfriamiento de la Turbina de Vapor, planta desalinizadora de agua, Subestación y
Línea de Transmisión en 220 kV
- Cabe señalar que cada una de las dos turbinas a gas tiene una potencia de
generación eléctrica de 157 megavatios (Mw), por lo que en conjunto 314 Mw.
Mientras que la turbina de vapor tiene una capacidad de producir 189 Mw. En ese
sentido, la Central Termoeléctrica de Ciclo Combinado tendrá una capacidad de
generación de 503 Mw.
- La central permite optimizar el uso del gas de Camisea para la generación
eléctrica, mediante el aprovechamiento de la energía térmica remanente de los
gases de combustión de las turbinas a gas.
- La configuración usada es la configuración de 2x1
Más del 70 % de las centrales de ciclo combinado sigen están configuración
Consta de 2 Turbinas de gas conectadas a 2 generadores, la salida de estas turbinas de
gas, sus tubos de escape esta conectados a 2 calderas de recuperación, que luego va a
una única turbina de vapor que esta conectada a su generador.
20
- La turbina de vapor se conecta al SEIN mediante una línea de transmisión en 220
kV desde la C.T. Kallpa hasta la S.E. Chilca de REP, esta línea es de simple terna
y tiene una longitud de 218 m, el conductor es del tipo ACC NARCISSUS de 645,3
mm² de sección.
- El sistema de enfriamiento del vapor turbinado es con aerocondensadores en el ciclo
abierto.
2.1.3 MONTO ESTIMADO DE LA INVERSIÓN Y MANO DE OBRA
El presupuesto de inversión estimado es de aproximadamente US$ 395 millones. Durante
el plazo de ejecución del proyecto (48 meses) se contempla la contratación de un promedio
mensual de 300 trabajadores, con un máximo de 600 personas.
3 OBJETIVOS
3.1 OBJETIVOS GENERALES
Diseñar una central térmica de ciclo combinado, aprovechando el recurso del gas
de Camisea.
21
3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS.
Obtener los parámetros necesarios para la construcción de una central térmica de
ciclo combinado.
Realizar un análisis técnico económico de la construcción del proyecto.
Plantear el uso eficiente de la energía generada, contribuyendo al medio ambiente
con la aplicación del ciclo combinado.
4 ESTUDIO DE MERCADO
4.1 LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA EN EL PERÚ
En las dos últimas décadas la demanda de energía en el Perú ha aumentado en forma
sostenida como consecuencia del incremento de las inversiones, el crecimiento económico
y los nuevos hábitos de consumo relacionados con el desarrollo. Ese crecimiento productivo
ha estado concentrado en los sectores construcción, comercial, industrial y minero, que son
los que más demandan energía eléctrica a escala nacional por constituir esta uno de los
principales insumos de sus procesos productivos. Por esta razón, se ha apreciado un
importante crecimiento de la demanda de electricidad, impulsada además por el dinamismo
del mercado de clientes libres. Según la estadística oficial el país registró en el 2010 una
demanda máxima de electricidad de 4579 megavatios (MW), estimándose que se requería
un crecimiento de entre 400 y 500 MW al año para abastecer la demanda del mercado
interno.
Asimismo, la inversión, que en 1996 era cercana a los US$ 500 millones, llega en el año
2010 a cerca de US$ 1700 millones; lo que significa que en 15 años se acumuló una
inversión de US$ 9500. Se duplicó así la oferta de la capacidad de generación, que pasó
de 4462 MW a 8887 MW en 2010. Solo en ese año se incrementó la capacidad instalada
de energía eléctrica en el país en 613.7 MW.
Por otro lado, gracias al gas natural se ha impulsado la instalación de centrales térmicas,
que operan a un costo menor que las que emplean diésel. Además, gracias a las
inversiones en proyectos de ciclo combinado, se aprovecha aún más el gas, casi duplicando
la eficiencia energética con igual consumo y mucha menor contaminación.
Estas inversiones impulsaron el incremento en 7000 kilómetros de las líneas de transmisión,
además se mejoró el mantenimiento y se ampliaron los sistemas de transmisión.
22
Respecto de la actividad de distribución, se pasó de una pérdida de entrega de 17% (1996)
a alrededor de 7% (2010) como consecuencia del mejor mantenimiento de subestaciones,
el recambio de líneas y postes de distribución, la revisión de medidores y la eliminación de
conexiones clandestinas, entre otros factores. Asimismo, el ratio de acceso al servicio
mejoró al pasar del 66% al 80%. Se tiene como objetivo llegar a un coeficiente de
electrificación del 92% para el año 2018, a través de la mayor electrificación rural.
4.2 ANALISIS EN EL PERIODO 2014-2020
4.2.1 PROYECCION DE LA DEMANDA
Para la proyección de la demanda de largo plazo, se utilizó el modelo econométrico
considerando una tasa esperada de crecimiento constante de PBI de 5.1% en el período
2014-2020, los crecimientos históricos de grandes cargas y las estimaciones de crecimiento
de proyectos.
En el Cuadro 4.1, se muestra el detalle de las proyecciones de: ventas, cargas especiales
e incorporadas, proyectos y otros (pérdidas, consumos propios de centrales, etc).
4.2.2 PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN
En el Numeral 15.2, de la Resolución Ministerial N° 129-2009-MEM/DM “Criterios y
Metodología para la Elaboración del Plan de Transmisión”, en lo que se refiere a los criterios
y metodología para la proyección de la oferta de generación en la Hipótesis Base de
Demanda para el largo plazo se debe considerar el Plan Referencial de Electricidad vigente
23
y Planes Nacionales de Energía. Se debe tener en cuenta que la versión vigente del Plan
Referencial de Electricidad es del año 2006 que se estima se encuentra desactualizada.
En ese contexto para ceñirse a los “Criterios y Metodología para la Elaboración del
Plan de Transmisión”, según el cual se debe indicar una proyección de la oferta para el
largo plazo, pero teniendo en cuenta que existe incertidumbre acerca de la cobertura de la
oferta de generación para el período 2014-2020 por las siguientes razones:
Oferta de gas natural de Camisea reducida para la generación eléctrica, al momento
de presentarse este informe se considera una disponibilidad de 329 MMPCD.
La subasta de proyectos hidroeléctricos por una capacidad de 500 MW está en
proceso la licitación esperándose que se conozcan los resultados a finales del mes
de agosto.
Otros proyectos de generación que se esperaba estén en proceso de construcción
y cuya fecha de inicio de las obras se ha retrasado.
Por estos motivos efectuar una proyección de la oferta en el largo presenta muchas
incertidumbres, sin embargo, se ha propuesto un escenario de oferta de generación que
considera:
1. Los proyectos hidroeléctricos con concesión definitiva (con una fecha estimada de
ingreso).
2. Los proyectos de las empresas generadoras integrantes del COES con concesión
temporal, y,
3. Los proyectos hidroeléctricos ubicados en la selva previstos para la exportación de
energía a Brasil (asumiéndose un aporte de potencia al Perú del orden del 20%).
En el Cuadro 4.2 se presenta el programa de obras de generación.
24
4.2.3 BALANCE OFERTA-DEMANDA
En el Cuadro N° 4.3 se muestra un balance oferta-demanda en el periodo 2009- 2020.
Se observa que la oferta del 2009 es de 5011 MW, compuesta de un 55% hidroeléctrico y
un 45% térmico. Al final del período se ha estimado una oferta de 10385 MW (57% es
hidroeléctrica y 43% es térmica).
25
En los “Criterios y Metodología para la Elaboración del Plan de Transmisión” se precisa que
se debe mantener el margen de reserva previsto en el literal e) del artículo 112 del RLCE y
determinado por el MEM (29% es valor vigente actualmente).
Del balance ejecutado para el período 2014-2020 se puede determinar que no se logra
obtener el margen de reserva indicado.
4.3 PROYECCIÓN DEL SECTOR
El comportamiento del sector permite suponer un futuro crecimiento sostenido de la
demanda y, por ende, la necesidad de incrementar la oferta a igual ritmo.
4.3.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ELÉCTRICA
La proyección de la demanda de energía eléctrica se efectúa considerando las premisas
que se describirán en este acápite y las máximas demandas registradas en la evolución
histórica anual del SEIN.
Para efectos de este estudio se ha tomado la proyección oficial de la demanda de energía
eléctrica publicada (MEM, 2008) que presenta el estimado a más largo plazo realizado en
el sector hasta la fecha. Esa proyección fue elaborada tomando en cuenta:
• Información histórica de la demanda y las variables macroeconómicas del Perú.
• Establecimiento de cuatro áreas eléctricas en el país: zonas Norte,
Norte Medio, Centro y Sur (los departamentos que las integran se presentan en el cuadro
1.5)
26
Las ventas de energía se catalogan de acuerdo con el tipo de carga y las pautas
establecidas por el Osinergmín y el COES. Para la proyección de la demanda en los
estudios de Fijación de Tarifas en Barra las pautas son: las cargas vegetativas, que cuentan
con información estadística desde 1981 hasta el primer semestre del 2008 en forma anual,
y desde enero del 2000 a agosto del 2008 en forma mensual; las cargas especiales,
industriales o mineras; las cargas incorporadas, que operaron en forma aislada y se unieron
recientemente al SEIN; y las cargas de los grandes proyectos.
La proyección de la demanda de las cargas vegetativas contiene información estadística,
en tanto que las cargas especiales (o incorporadas), por su magnitud, alto factor de carga
y reciente incorporación al SEIN no pueden ser consideradas vegetativas. El último grupo
es el de los grandes proyectos, compuesto básicamente por proyectos mineros o
ampliaciones significativas de las actuales empresas mineras. Por su dimensión, estas
últimas pueden afectar de manera importante no solo las capacidades de reserva de las
instalaciones del SEIN sino también los precios de la energía y de los flujos de potencia de
la red ubicada en las zonas cercanas al proyecto.
Los criterios utilizados para la proyección de la demanda de energía fueron los usados por
el MEM6. La figura 1.9 esquematiza el método de cálculo de estas proyecciones.
27
Con base en los criterios y los escenarios de crecimiento, el MEM ha estimado la demanda
global de energía (cuadro 1.6).
La figura 1.10 es el resultado de la visión del sector electricidad de nuestro país al 2017 en
obras de generación y transmisión y de los sistemas aislados eléctricos de acuerdo con
criterios económicos, de seguridad y confianza.
28
Esta proyección de la demanda refleja que existirá en el Perú una creciente demanda
de energía eléctrica; inclusive considerando un escenario conservador, ese crecimiento
sería del 6.36% en 2017 (muy similar al crecimiento promedio obtenido entre el 2002 y el
2010).
El sector (energía eléctrica) viene creciendo de una manera importante en los últimos años.
Actualmente, tenemos alrededor de 6.000 MW de potencia de máxima demanda en el
sistema y estamos hablando de una capacidad instalada de 8.000 MW. En nuestros
cálculos, hacia el 2024, la demanda se situaría entre 13 y 14 mil MW de potencia instalada
4.4 EL GAS NATURAL EN LA MATRIZ DE PRODUCCIÓN ELÉCTRICA
Hasta el año 2004, fecha de inicio de operaciones del principal yacimiento gasífero, la
participación del gas natural era menor al 7% en la matriz energética del sistema
interconectado nacional. Al 2015 dicha participación alcanza al 46% para una matriz que
se duplicó en tamaño.
Las inversiones efectuadas para la utilización de gas natural a través de nuevas plantas de
generación han sido resultado de la iniciativa privada, habiéndose añadido 3600 MW de
29
centrales térmicas de gas natural de las cuales el 75% es de ciclo combinado a la fecha.
Toda esta generación se encuentra concentrada en torno a la ciudad de Lima empleando
el único gasoducto de la costa central del país y equivale en capacidad al 58% de la
demanda máxima del sistema interconectado nacional del año 2015.
El aporte de la generación termoeléctrica basada en gas natural es la mayor transformación
que se ha implantado en el país y ha modificado significativamente la matriz energética
pasando de una sola fuente como dependencia a dos con el gas natural, otorgando una
diversidad y mayor seguridad frente a eventos de la naturaleza y riesgos climatológicos
asociados con las hidrologías del sector eléctrico.
Si consideramos el crecimiento de la economía peruana y del sistema eléctrico, el gas
natural vino a ser la solución frente a requerimientos de corto plazo ya que los tiempos de
construcción de las centrales son relativamente breves en comparación con otras fuentes
de energía.
Esta transformación ha generado también algunos riesgos inherentes a los gasoductos ya
que hoy en día la mayor contingencia que se advierte en el sistema eléctrico está asociado
con la indisponibilidad de los gasoductos o la falta del suministro de gas natural ya que un
incidente en estos puede originar un racionamiento significativo que se ha buscado mitigar
con la provisión de centrales de reserva al sistema de generación.
El principal cliente del sistema gasista es la generación de electricidad que alcanza al 65%
de la demanda nacional. El bajo costo de la molécula de gas natural, producto de una
licitación de los lotes correspondientes, ha provisto al sistema con un energético económico,
si bien de carácter fósil pero menos contaminante que las fuentes basadas en carbón y
petróleo que prácticamente no se usan en el sistema eléctrico peruano. Al nivel de las
centrales en la costa central los precios del gas más su transporte es menor a 3
US$/MMBTU, situación que no incentiva el ingreso de nuevas plantas de generación
hidroeléctrica que cuentan con costos de desarrollo mayores a los equivalentes en costos
totales a las centrales térmicas de gas natural
4.5 EL MERCADO DEL GAS NATURAL EN EL PERÚ
Para los próximos años los analistas coinciden en señalar que debe producirse una
expansión del mercado de gas natural en América Latina, tendencia a la que el Perú no se
mantendrá ajeno. Si bien actualmente en el país observamos una participación bastante
30
baja del uso de gas natural como combustible, las expectativas que genera el
inminente desarrollo de las reservas del yacimiento Camisea, permiten asumir que en fecha
no muy lejana se producirán cambios de gran importancia en el mercado nacional.
No debe olvidarse que el gas natural tiene la característica de ser un combustible barato y
poco contaminante, lo que permite plantear una progresiva sustitución de otros
combustibles actualmente en uso. Este fenómeno incidiría en primer lugar la generación
y comercialización de energía eléctrica, área en la que se espera lograr un progresivo
descenso de las tarifas para el usuario final, en virtud de una paralela reducción de
los costos de generación térmica.
Sin embargo en el Perú, la presencia del gas natural en el mercado de oferta no se limita al
avance del proyecto Camisea. Existen, tanto en la zona Norte como en el área de Aguaytía,
reservas de gas cuya explotación comercial puede verse potenciada.
A continuación, algunos datos importantes sobre las perspectivas de desarrollo del mercado
del gas en el Perú, presentados en el último Plan Referencial de Hidrocarburos 1999 –
2008.
A nivel nacional se estima que el mercado de demanda del gas natural alcanzará
los 265,1 MMPCD , de los cuales 178,6 MMPCD serán destinados a la generación
eléctrica y 86,5 MMPCD principalmente al sector industrial.
El mercado para generación eléctrica incluirá: 8,1 MMPCD del gas de Talara, 29,0
MMPCD del gas de Aguaytía y 141,5 MMPCD del gas de Camisea.
El gas Natural reemplazará principalmente al diesel y residual, en un volumen de
32,2 MBPD; y al kerosene y GLP en 1,1 MBPD.
31
4.5.1 VENTAJAS ECONÓMICAS
El gas natural es el combustible de menor precio y permite obtener importantes ahorros en relación con otros
combustibles.
4.5.2 VENTAJAS OPERACIONALES
El gas natural está disponible en forma continua, no requiere tanques de almacenamiento
disminuyendo los riesgos que ello implica y también los costos financieros. No requiere
reparación previa a su utilización, como por ejemplo, calentarlo, pulverizarlo o bombearlo
como ocurre con el petróleo o el carbón.
Los equipos y quemadores de gas natural son fáciles de limpiar y conservar. La combustión
del gas natural puede finalizar instantáneamente tan pronto como cese la demanda de calor
de los aparatos que lo utilizan, lo cual es muy adecuado para cargas variables e
intermitentes.
La regulación automática es sencilla y de gran precisión, manteniendo constante la
temperatura o la presión al variar la carga.
El rendimiento del gas natural en la combustión es superior al de otros combustibles. Cada
una de estas ventajas representa ahorros para la empresa.
32
5 IDENTIFICACIÓN Y CLASIFICACIÓN DE LOS RIESGOS
Se han identificado los principales riesgos que podrían tener una repercusión negativa tanto
en la ejecución como en la operación del proyecto.
Estos riesgos se han categorizado por origen (externos o internos) y se ha clasificado la
probabilidad de ocurrencia asociada a cada uno de ellos (figura 3.1).
Para el proceso de identificación de riesgos del proyecto se ha realizado la búsqueda y la
revisión de:
•Proyectos de obras similares
• Experiencia de los gestores del estudio en proyectos eléctricos similares
• Información y eventos en servidumbres
• Estadística de incidentes en obras
En los cuadros 3.1 y 3.2 se detallan los riesgos externos e internos, respectivamente.
Análisis de los riesgos de proyectos alternativos de inversión en energía eléctrica.
Ilustración 1: clasificación de riesgos de proyectos de inversión
33
Cuadro 1 Riesgos externos de proyectos de inversión
Cuadro 2: Riesgos internos de proyectos de inversión
34
Esta es una tabla que evalúa 20 rubros (riesgos probables) en función de una escala que se
detalla en el cuadro 3.7. Se ha asignado 50 puntos a la máxima fortaleza por rubro, 25 puntos
para la calificación bueno, 15 puntos para regular y 5 puntos para débil.
De tal forma que si en los 20 rubros se presentara la mayor fortaleza obtendrían un total de
1000 puntos (cuadro 3.8) y se consideraría un proyecto extremamente fuerte (con muy poco
riesgo). Dentro del rango de puntajes posibles se puede asignar un rating equivalente
expresado en letras18, y la probabilidad de incumplimiento (PI) en el repago del servicio de
la deuda o default.
Cuadro 3: Propuesta de puntaje por banda de rating
5.1 CALIFICACIÓN DEL PROYECTO TERMOELÉCTRICO
En función de la calificación otorgada a cada rubro se tiene que, sin ponderar cada conjunto
de rubros, se ha obtenido 640 puntos; en tanto que si se utiliza la tabla de pesos diferenc iada
para cada conjunto se obtiene un puntaje algo mayor: 665 puntos (cuadro 3). De forma
35
similar, esta calificación nos sitúa en el rango correspondiente a un proyecto bueno bajo (de
601 a 700 puntos), con un rating de BBB y una PI de 1.2%.
Por lo tanto, se puede concluir que existe un riesgo semejante para ambos proyectos.
Cuadro 4: Central térmica: calificación de riesgos de proyectos de inversión
6 CRECIMIENTO DEL MERCADO ELÉCTRICO
Durante 23 años el mercado peruano ha crecido a tasas anuales de 7%, como producto del
crecimiento de la actividad económica y la oferta energética no solo acompañó el crecimiento
sino lo anticipó e hizo posible que la economía se consolide. En el Gráfico No. 1 se presenta
este crecimiento durante los últimos diez años.
Ilustración 2: Producción de energía del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional - SEIN
36
La principal fuente de crecimiento de la oferta energética fue el gas natural, cuyo principal
lote de producción inició sus operaciones el año 2004, alcanzando el año 2015 una
participación en la matriz eléctrica de 46% diversificando las fuentes a dos relevantes :
hidroeléctricas y gas natural que conjuntamente alcanzan el 97%, según se indica en el
gráfico 2.
Ilustración 3: Estructura de la producción por tipo de combustible – SEIN
6.1 EL GAS NATURAL EN LA MATRIZ DE PRODUCCIÓN ELÉCTRICA
Hasta el año 2004, fecha de inicio de operaciones del principal yacimiento gasífero, la
participación del gas natural era menor al 7% en la matriz energética del sistema
interconectado nacional. Al 2015 dicha participación alcanza al 46% para una matriz que se
duplicó en tamaño.
Las inversiones efectuadas para la utilización de gas natural a través de nuevas plantas de
generación han sido resultado de la iniciativa privada, habiéndose añadido 3600 MW de
centrales térmicas de gas natural de las cuales el 75% es de ciclo combinado a la fecha. Toda
esta generación se encuentra concentrada en torno a la ciudad de Lima empleando el único
gasoducto de la costa central del país y equivale en capacidad al 58% de la demanda máxima
del sistema interconectado nacional del año 2015.
El aporte de la generación termoeléctrica basada en gas natural es la mayor transformac ión
que se ha implantado en el país y ha modificado significativamente la matriz energética
pasando de una sola fuente como dependencia a dos con el gas natural, otorgando una
diversidad y mayor seguridad frente a eventos de la naturaleza y riesgos climatológicos
asociados con las hidrologías del sector eléctrico.
37
Si consideramos el crecimiento de la economía peruana y del sistema eléctrico, el gas natural
vino a ser la solución frente a requerimientos de corto plazo ya que los tiempos de
construcción de las centrales son relativamente breves en comparación con otras fuentes de
energía.
Esta transformación ha generado también algunos riesgos inherentes a los gasoductos ya que
hoy en día la mayor contingencia que se advierte en el sistema eléctrico está asociado con la
indisponibilidad de los gasoductos o la falta del suministro de gas natural ya que un incidente
en estos puede originar un racionamiento significativo que se ha buscado mitigar con la
provisión de centrales de reserva al sistema de generación.
El principal cliente del sistema gasista es la generación de electricidad que alcanza al 65%
de la demanda nacional. El bajo costo de la molécula de gas natural, producto de una
licitación de los lotes correspondientes, ha provisto al sistema con un energético económico,
si bien de carácter fósil pero menos contaminante que las fuentes basadas en carbón y
petróleo que prácticamente no se usan en el sistema eléctrico peruano. Al nivel de las
centrales en la costa central los precios del gas más su transporte es menor a 3 US$/MMBTU,
situación que no incentiva el ingreso de nuevas plantas de generación hidroeléctrica que
cuentan con costos de desarrollo mayores a los equivalentes en costos totales a las centrales
térmicas de gas natural.
Del total de producción, las centrales térmicas participaron con 49,8% (23 mil 932 GW.h),
las hidráulicas con 48,5% (23 300 GW.h) y las centrales que generan con recursos
energéticos renovables (RER) no convencionales (solar y eólica) aportaron el 2% (833
GW.h).
Cabe destacar que en dicho periodo, la potencia efectiva a nivel nacional (capacidad de
generación eléctrica disponible para generar energía eléctrica) alcanzó los 11 mil 296 MW
(megavatios), lo que representa un incremento de 10% con relación a la potencia efectiva del
año 2014. Este valor incluye tanto a las centrales de generación que pertenecen al Sistema
Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) como a las centrales que generan en sistemas
aislados (SS.AA.).
38
6.2 CONSUMO FINAL DE ENERGÍA
En el próximo periodo del 2014-2025, se espera que el consumo final de energía continúe
creciendo en función al desarrollo de la economía interna, el aumento de la población urbana
y la ampliación de la cobertura energética, a pesar de la aplicación de medidas de uso
eficiente de la energía (EE) en los sectores residencial, servicios, industrial y transporte. Sin
embargo, la dependencia a los combustibles fósiles seguirá siendo determinante, y la
contribución de los hidrocarburos líquidos y gaseosos en la matriz energética alcanzará el
76%, ligeramente menor a la actual contribución que alcanza el 80%.
Por su parte, el gas natural, la electricidad, el gas licuado de petróleo – GLP y el diésel, serán
los recursos energéticos con mayor participación en la estructura del consumo final de
energía. Los energéticos con mayor tasa de penetración serán el gas natural y el GLP,
mientras que el petróleo residual y los derivados de la biomasa (leña, bosta y yareta) tendrán
menor participación, debido a su reemplazo en los mercados residenciales e industr ia les.
Asimismo, la contribución de las energías renovables no convencionales (solar, eólica,
39
geotermia) aún será pequeña; sin embargo, las energías renovables convenciona les
(hidroelectricidad) continuarán con una participación alta.
El creciente consumo final de energía, que se estima pase de 800 miles de Tera Joule (TJ) a
la fecha, a un rango entre 1321 miles de TJ a 1612 miles de TJ en el 2025, según el escenario
de crecimiento del PBI, será abastecido con recursos energéticos internos y con tecnologías
de generación de energía a costos competitivos, donde el gas natural será el recurso más
utilizado en el consumo final como en el sector transformación. Las otras fuentes relevantes
continuarán siendo la electricidad, el diesel y el GLP.
7 DEMANDA
La demanda de electricidad continuará con la tendencia creciente de los últimos veinte años.
Se estima que su crecimiento estará basado principalmente en el desarrollo de los proyectos
mineros e industriales, y en la facilitación de estas inversiones, así como en el desarrollo de
las principales ciudades en las regiones del país.
La demanda pasará de los actuales 5 800 megavatios (MW) a un rango entre 9 500 MW y 12
300 MW al 2025 según los escenarios de crecimiento del PBI de 4,5% y 6,5%
respectivamente. En los primeros tres años, su crecimiento será mayor con tasas de 6,6%, y
luego disminuirá en espera de nuevos proyectos. El mercado de electricidad cuenta con dos
40
segmentos: el regulado que atiende a más de 6,5 millones de familias (55% del consumo
total), y el segmento libre con 260 consumidores industriales y mineros principalmente. En
el ámbito de la cobertura eléctrica, los niveles actuales de 91% de electrificación alcanzarán
valores de cobertura cercanos al 100% (luego de más de 130 años de su inicio) media nte
redes convencionales instaladas en lugares de fácil acceso, y mediante sistemas fotovolta icos
off-grid (fuera del sistema interconectado) para las poblaciones alejadas (atendiendo en una
primera etapa a 150 mil viviendas y, en una etapa posterior, hasta 500 mil según la reciente
subasta). La demanda asociada a este incremento no será significativa con relación al
crecimiento del mercado actualmente atendido, no obstante, será importante contar con una
política de acceso a la energía que haga sostenible las reformas.
8 OFERTA
En la siguiente década, la producción de energía eléctrica provendrá, en mayor proporción,
de la hidroelectricidad, incrementándose también la participación de fuentes renovables no
convencionales a través de subastas y en función a los costos competitivos de las tecnologías
que utilizan. En el caso de la generación térmica se utilizará tecnologías más eficientes, a gas
natural. El desarrollo de fuentes de generación para la próxima década ya se ha iniciado. En
primer lugar, la generación termoeléctrica del nodo energético del sur con más de 2 000 MW,
con turbinas en ciclo simple de gas natural y que podrá alcanzar más de 3 000 MW en ciclo
combinado, consolidarán la generación descentralizada en el sur peruano. Con relación a las
41
fuentes renovables, las nuevas centrales de generación hidroeléctrica se irán incorporando al
2018 (aproximadamente 2 000 MW en actual construcción). Adicionalmente, para los años
2020 y 2021 estarán en operación los 1 200 MW de generación hidroeléctrica licitados
durante el 2014. Sumado a ello, se añadirá recursos renovables no convencionales que
elevarán Su contribución al 5%, todo lo cual evidencia el compromiso por desarrollar este
tipo de fuentes de energía.
42
9 COSTOS Y TARIFAS
La energía que es despachada e inyectada al sistema por orden del COES, es valorizada de
acuerdo a su costo marginal de generación, en un punto específico de la red (su barra de
referencia). El costo marginal de generación es determinado por el COES, para cada intervalo
de tiempo, como el costo de operación de la última generadora que entró a despachar energía
para satisfacer a la máxima demanda.
9.1 PRECIO
Precio del Gas Natural
• Para las centrales que operen con GN de Camisea, el precio es el efectivamente
pagado en boca de pozo más el noventa por ciento del costo del transporte y de la
distribución, según corresponda.
• Para centrales que utilicen GN de fuentes distintas a Camisea, es el precio único
resultado del procedimiento N° 31 C del COES-SINAC, teniendo como límite
superior (Procedimiento aprobado por Resolución OSINERG N° 108-2006-OS/CD).
43
• En este caso por aplicación de la Tarifa Única de Distribución a partir de enero 2014,
se tiene un precio de gas natural para 2013: 2,5464 US$/MMBTU; mientras para el
periodo de 2014 a 2016 de: 2,7729 US$/MMBTU.
10 CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL CICLO COMBINADO.
Técnicamente, un ciclo combinado está constituido por tres elementos: una turbina
de gas, una caldera de recuperación de calor y una turbina de vapor. La turbina de gas
genera energía eléctrica mediante la combustión de gas natural. Los gases de escape
procedentes de la combustión, se introducen en un intercambiador de calor que se
conoce como caldera de recuperación. En ella el agua aprovecha el calor residual de
los gases de escape de la turbina de gas para generar vapor que se aprovecha en la
turbina de vapor, incrementando la producción total de energía eléctrica.
Las plantas de potencia de ciclo combinado pueden ser sin alimentación o con alimentac ión
suplementaria, en este último caso, se alimenta combustible adicional a una caldera de vapor,
y la turbina puede ser una parte más bien pequeña de toda la planta. En el sistema sin
alimentación, la sección de vapor es 24 auxiliar para la turbina de gas y, por lo común, está
controlada automáticamente a aquella. En el sistema sin alimentación, pueden obtenerse
tanto como un 40% adicional de potencia, sin quemar combustible adicional. Como
consecuencia, la eficiencia térmica global es muy alta (alrededor de 40% en las turbinas
modernas.
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10.1 ELEMENTOS PRINCIPALES DE LOS CICLOS COMBINADOS DE
GAS Y VAPOR.
El equipo principal del ciclo de vapor lo constituyen la turbina, el generador de vapor y el
alternador. Para que opere, es necesario instalar herramientas auxiliares como: bombas,
compresoras de aire, torres de enfriamiento, deareadores, etc. El equipo se divide en sistemas
que llevan nombre de acuerdo a la función a desempeñar, por ejemplo: el agua de
alimentación es llamada así, porque su función específica es alimentar de agua al generador
de vapor, etc.
Los equipos y elementos principales que integran una central termoeléctrica de
ciclo combinado, son los siguientes:
1. Turbina (s) de gas.
2. Recuperador (es) de calor.
3. Turbina (s) de vapor.
4. Sistema de condensados.
5. Generador (es) Eléctrico (s).
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A continuación se mencionan los subsistemas más comunes que integran una central de ciclo
combinado.
1. Sistema de vapor principal.
2. Sistema de extracción de vapor.
3. Sistema de condensado.
4. Sistemas de agua de alimentación.
5. Recuperador de calor-generador de vapor.
6. Sistema de agua de servicio.
7. Sistema de agua de repuesto.
8. Sistema de agua de circulación.
9. Sistema de extracción de aire del condensador.
10. Sistema de agua de enfriamiento auxiliar.
11. Sistema de inyección de químicos.
12. Sistema de inyección de químicos al agua de circulación.
13. Sistema de arranque de la turbina de gas.
14. Sistema de aire comprimido.
15. Sistema de suministro de gas a la turbina.
16. Sistema de refrigeración a la turbina de gas.
10.2 TURBINA DE GAS.
Este equipo está formado por los siguientes elementos:
1. Compresor.
2. Cámara de combustión.
3. Turbina de expansión de gases.
La turbina de gas también cuenta con sistemas y componentes auxiliares, siendo estos:
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1. Sistema de admisión de aire.
2. Sistema de arranque y rotación lenta.
3. Sistema de aceite de lubricación.
4. Sistema de aire comprimido.
5. Sistema de aire: Enfriamiento, Instrumentación y Sello.
6. Sistema de gas combustible.
7. Sistema de alabes guía y válvulas de alivio.
8. Sistema de instrumentación y control.
9. Sistema eléctrico.
10.Cabina para la turbina de gas.
11.Sistema de detección de gas y fuego y de protección contra fuego.
12.Patín o base.
13.Sistema de escape para los gases de combustión.
14.Sistema de monitoreo de emisión de gases contaminantes a la
atmósfera.
15.Coples y guardacoples.
16.Cajas de engranes.
17.Sistema de lavado.
10.3 GENERALIDADES.
El sistema formado por la turbina de gas consta de un compresor, un quemador de
combustible, una turbina de expansión y un generador eléctrico conectado a la turbina; los
gases calientes que salen de la turbina de expansión se utilizan para producir calor y trabajo
útil.
Una turbina de gas es una máquina de combustión interna, diseñada para convertir la energía
de un combustible en alguna forma de energía útil, en este caso, potencia mecánica (en un
eje) o el impulso a alta velocidad de un reactor.
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Está formada básicamente por una sección generadora de gas, y una sección para conversión
de la energía.
El generador de gases, consta de uno o varios compresores, la cámara de combustión donde
se mezclara el combustible con el aire y donde tendrá lugar la combustión y una turbina de
expansión de gases , que solo extrae la energía calorífica suficiente para impulsar el
compresor; mientras la sección generadora de potencia es básicamente la turbina de
expansión y su conjunto de alabes proporcionan energía mecánica de rotación, producto de
los gases de la combustión, un eje acoplado a un generador eléctrico. De este modo se origina
un gas a temperatura y presión elevadas. (Álvarez, et al., 2002, p. 299)
Habitualmente el compresor, el quemador y la turbina forman un conjunto compacto, el
generador eléctrico va separado; los distintos tipos del conjunto turbina de gas son
consecuencia de la adición de diversos elementos a la entrada de la turbina, en su sección
intermedia o en la salida de la misma. Además las centrales de ciclo combinado incluyen un
sistema de arranque para la misma.
Una descripción de cómo opera una turbina de gas es la siguiente:
El aire atmosférico es arrastrado por la succión del compresor, donde la presión es aumentada
y forzada hacia adentro de la cámara. El combustible (gas natural) que es suministrado, se
quema en los combustores en un flujo constante y estable, aumentando la temperatura del
aire y los productos de combustión.
La mezcla (gases) comprimida y calentada, fluye a través de la turbina, disminuyendo la
presión y la temperatura, en tanto la energía calorífica es absorbida y convertida en trabajo
mecánico de rotación. Una parte de la potencia desarrollada es utilizada para mover el
generador eléctrico. Los gases, producto de la combustión, son expulsados a la atmosfera a
través del difusor y múltiples etapas de escape.
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11 ESTUDIO ADMINISTRATIVO LEGAL
Los elementos para el desarrollo del proyecto de inversión serán:
11.1 PLANEACIÓN ESTRATÉGICA.
Proyectar, construir y poner en marcha una central de ciclo combinado no es tarea fácil. Para
hacerlo hay que tomar en consideración múltiples aspectos del problema, desde la elección
del sitio adecuado hasta la explotación del aprovechamiento. Todo ello exige un amplio
espectro de conocimientos sobre ingeniería, gerencia, financiación, y relaciones con la
Administración. Esta planeación reúne todos esos conocimientos de forma que el inversor
potencial pueda seguir paso a paso el camino que le conducirá al éxito final. Para
implementar la planeación estratégica de una central de ciclo combinado se hace necesario
tener claridad en cuanto a los conceptos básicos tales como la definición de lo que es una
central de ciclo combinado, la forma de explotar el recurso hidráulico y la forma en que está
organizada la planeación, se describirán los pasos que hay que dar para evaluar el
aprovechamiento y decidir si debe o no proceder a realizar un estudio de viabilidad.
La planeación estratégica corporativa es un proceso de definición de conceptos que servirán
a mediano y largo plazo como guía de las decisiones de la organización. La planeación
estratégica corporativa fortalece la competitividad y la eficiencia operativa de la Sociedad y
le da herramientas para concentrar los esfuerzos en los aspectos más importantes. Al formular
las ideas de visión, misión y precisar los objetivos y estrategias para lograr su desarrollo, se
garantiza que la empresa esté cumpliendo a cabalidad el objeto social para el cual fue creada.
Al incorporar el Plan Estratégico Corporativo a la operación normal del negocio se garantiza
que las grandes ideas direccionadoras de la empresa creen una cultura de pensamiento
estratégico que propenda por la obtención de resultados específicos y por el establecimiento
de un proceso sistemático y controlado de planeación corporativa.
11.1.1 OBJETIVO GENERAL
Cubrir la demanda energetica de nuestro pais considerando el cuidado del
medio ambiente.
Promoción, diseño, construcción, operación, mantenimiento y
comercialización de energía de ciclo combinado a nivel nacional.
11.1.2 MISIÓN
Diseñar y construir una central de ciclo combinad y garantizar su entrada en
operación y comercializar su energía, todo ello con criterios de transparencia, calidad,
eficiencia y eficacia, con responsabilidad social y ambiental.
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11.1.3 VISIÓN
En la Central de ciclo combinado PISCO será la generadora más importante del país
y una comercializadora de energía altamente competitiva en el mercado nacional.
11.2 OBJETIVOS CORPORATIVOS
Los objetivos corporativos se definen como el conjunto de propósitos que debe desarrollar la
organización a corto, mediano y largo plazo para cumplir con su misión y visión.
Estos objetivos deben tenerse presentes en todas las decisiones, con el único propósito de
garantizar que, en el tiempo, la gestión conduzca a un desarrollo sostenible de la
organización. Ellos son:
11.2.1 SUPERVIVENCIA.
El propósito de toda organización es garantizar su permanencia en el tiempo, esta se logra
por medio de:
La consolidación patrimonial y tecnológica
El manejo cuidadoso de los recursos disponibles
La optimización de los procesos internos
El desarrollo y aprovechamiento del talento humano
11.2.2 CRECIMIENTO.
Los propietarios de la empresa tendrán a su cargo las decisiones de expansión en productos,
servicios, clientes y mercados; implementando acciones como:
Un mayor aporte de capital
La destinación de las utilidades y excedentes generados por la empresa en el
fortalecimiento de la misma.
La contratación con terceros
Las alianzas estratégicas
La autorización para una mayor participación de financiadores. Rentabilidad.
11.2.3 LA RENTABILIDAD
Se origina en la diferencia positiva del flujo de ingresos y egresos corporativos y se mide
como la relación porcentual entre las utilidades o excedentes y los recursos invertidos para
producirlos.
A mediano plazo la estructura de ingresos y egresos de la empresa debe generar un flujo
positivo de ingresos netos que le permita consolidarse.
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Deberá buscarse en la gestión que los excedentes se inviertan en beneficio de los accionistas
y en la consolidación y expansión de los bienes y servicios ofrecidos, de acuerdo con las
determinaciones de los propietarios.
11.2.4 PARTICIPACIÓN EN EL MERCADO.
Una vez la empresa inicie su operación, se propenderá por superar constantemente la
participación en el mercado de bienes y servicios donde se opera.
11.3 VALORES CORPORATIVOS
Compromiso: Es la decisión de actuar de acuerdo con las obligaciones contraídas.
Responsabilidad: Es la capacidad de responder consciente y formalmente por las
palabras, decisiones y actos.
Respeto: Es el sentimiento o actitud deferente con que se trata a algo o a alguien en
razón de su autoridad, edad o mérito.
Honestidad: Es la capacidad de actuar de acuerdo con principios y valores éticos,
razonables y justos.
Integridad: Es la disposición de actuar dentro de los más rigurosos principios éticos
y legales y de obrar en forma honesta y transparente.
Sentido de Pertenencia: Es poner, en todas las actuaciones y decisiones, los intereses
de la empresa por encima de los personales y de terceros.
11.4 ESTRATEGIA
Construcción y Operación de la central de ciclo combinado.
11.5 OBJETIVOS CORPORATIVOS A CORTO Y MEDIANO PLAZO.
El conjunto de objetivos identificados puede concentrarse en dos (2) objetivos corporativos
de interés inmediato, y hacia los cuales se deben apuntar los esfuerzos, mediante la aplicación
de las estrategias seleccionadas.
El cuadro siguiente contiene los objetivos propuestos con sus correspondientes estrategias y
actividades:
11.6 MARCO LEGAL
El supremo gobierno dentro del programa de restructuración empresarial para el sector
energía, expidió la Ley de Concesiones Eléctricas (promulgada en noviembre del año 1992)
y su reglamento, así como las modificatorias correspondientes. En estos dispositivos se
estableció que las empresas de servicio público de electricidad que integran el sistema
interconectado sur adoptar medidas legales, administrativas y económicas para dividir sus
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actividades de generación, transmisión y distribución creando para tal fin empresas
independientes.
Bajo el ampara de estas normas se busca constituir la empresa de generación S.A.A.
11.6.1 TIPO LEGAL DE ORGANIZACIÓN
El modelo organizacional bajo el que se desea realizar el proyecto de CENTRAL DE CICLO
COMBINADO PISCO es una empresa privada dedicada a la generación y comercializac ión
de energía eléctrica que busca emplear personas residentes del lugar de ubicación. Para esto
se empezó un programa de fortalecimiento de la capacidad local, en aspectos de organizac ión,
gestión empresarial, y sobre la tecnología de centrales hidroeléctricas con los hombres y
mujeres de las comunidades.
Este año, se realizó un estudio en las comunidades alejadas de Junín con acompañamiento se
S.A.A, decidieron constituir un convenio. El fundamento legal de las asociaciones civiles es
el Código Civil; sus principios filosóficos son la libre adhesión y la voluntad de participación,
los intereses que persiguen son sociales, culturales, gremiales y no lucrativos.
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CONCLUSIONES:
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- Desde la llegada del gas de Camisea al city gate de Lurín, el sector energía ha
evolucionado hacia una mayor participación de la generación termoeléctrica (en
promedio 20% entre 2002 y 2010), lo que ha sido incentivado sobre todo por el
menor costo del gas y por la menor inversión que se requiere para implementar
nuevos proyectos de este tipo.
- El desempeño de una central térmica de ciclo combinado resulta casi un 60% más
eficiente que una de ciclo simple respecto del consumo de gas, por lo que su impacto
sobre el cambio climático es mucho menor.
- El uso de gas natural y la central térmica de ciclo combinado nos proporciona
menores emisiones de CO2 por kWh producido,
- Para nuestro proyecto de la central térmica de ciclo combinado usamos la
configuración 2x1 ya que es la mas eficiente y flexible. Ademas contribuimos al
medio ambiente ya que el uso de gas natural y la central térmica de ciclo combinado
nos proporciona menores emisiones de CO2 por kWh producido,
BIBLIOGRAFIA
- http://www.iae.org.ar/archivos/educ6.pdf
- http://www.cicloscombinados.com/index.php/4-parametros-caracteristicos-de-un-
ciclo-combinado
- http://contenido.coes.org.pe/alfrescostruts/download.do?nodeId=66fa31a5-0885-
4140-920f-377681388e10
- http://www.minem.gob.pe/archivos/ogp/publicaciones/revista-en-
cifras/2000/junio/REPORTA.HTM
- http://www.monografias.com/trabajos45/mercado-gas-peru/mercado-gas-
peru2.shtml#ixzz4PaHuaHh2