Planta de carbón San José, del grupo TECO. Guatemala

Jueves 31 de marzo de 2011

El Administrador del Mercado Mayorista, entidad sin fines de lucro dedicada a la administración y operación del Mercado Mayorista de electricidad en Guatemala y en la cual laboro, nos encomendó a los ingenieros del Centro de Despacho realizar una visita técnica a las centrales térmicas San José y Tampa, del grupo TECO: San José, una unidad generadora de 132 MW a carbón; y Tampa, con dos turbinas de gas de 40 MW cada una.

San José, de la que me interesa comentar, es una central termoeléctrica de ciclo convencional a carbón ubicada en el departamento de Escuintla, a 40 Km de la costa, sobre la autopista a Puerto Quetzal. Inició sus operaciones a inicios del año 2000 y, desde entonces, ha producido energía eléctrica con una disponibilidad superior al 96 %, entregando una energía anual promedio de 950 GWh, con una eficiencia de 10,800 Btu/KWh, representando el 13% de la producción total en el año 2010. La unidad generadora de 160 MW es impulsada por una turbina de vapor Mitsubishi y, actualmente, es la más grande, en potencia, conectada al sistema eléctrico guatemalteco. En el centro del despacho de carga del Administrador del Mercado Mayorista se considera a la planta San José como una de las más importantes del sistema eléctrico guatemalteco por la inercia que aporta, así como la fuente de potencia reactiva que suministra para el control de voltajes en la red principal de transporte.

Vista aéra de San José, central generadora de 132 MW a carbón.

Figura 1. Vista aéra de planta San José, central generadora de 132 MW a carbón. Fuente: Power Magazine.

 

Desde el inicio de la operación, la central generadora ha sido un ejemplo de calidad y confiabilidad, operando bajo los más estrictos estándares de seguridad y valores para con el medio ambiente.  Por tal motivo, la revista Power Magazine la ha catalogado como una de las plantas más eficientes y seguras en el campo de las plantas a carbón del mundo.  Durante la visita, el gerente de planta, Mauricio de la Torre,  expuso que  la planta está diseñada para operar eficientemente respetando el medio ambiente y estos son los valores a los que se rige.

En la figura 1 se muestra  la planta desde una vista aérea tomada por la revista Power Magazine. En ella se aprecia que durante la operación la planta emite muy poca contaminación.  Al lado derecho se observa la torre de enfriamiento, compuesta por 4 segmentos, los cuales despiden únicamente vapor de agua; en la parte central se observa el edificio que contiene los pulverizadores, los quemadores, la caldera, la turbina y la chimenea de emisiones; al fondo en la izquierda se observan los depósitos de carbón; y, en la parte inferior, los residuos del carbón compactados para su posterior utilización en actividades ajenas a la producción de electricidad.

La planta consume alrededor de 1,300 toneladas de carbón por día, recurso proveniente de Colombia, su principal proveedor.  El precio del carbón a pesar de ser aún bajo, se ve influenciado por el incremento de precio del petróleo debido a que el proceso de extracción y transporte del material requiere combustibles fósiles.  Pese a estos inconvenientes, San José mantiene un precio de venta competitivo que la ubica como generación base en el sistema eléctrico.

¿Qué expectativas se esperan en el futuro para San José?

Por ahora desconocemos cuáles son los planes de TECO para con la planta San José.  Por un lado, la disponibilidad del carbón, con más de 150 años de reservas en el mundo, hace pensar que este recurso seguirá siendo rentable económicamente por muchos años.  Pero, por otro lado, se desconoce cuál será la tendencia de los precios del recurso, tras el incremento de los precios de los derivados del petróleo, que como he comentado, incide directamente.

Sin embargo, San José tiene una ventaja comparativa: literalmente les llueve la energía. La planta se encuentra instalada en la región de mayor radiación solar en Guatemala.  Según datos de la NASA, esta región tiene un valor promedio de 5.60 KWh/m²/día,  correspondiente a una energía anual de 2,040 KWh/m²/año.  Esta energía podría ser utilizada para mejorar la producción de electricidad de la central, disminuyendo el consumo de carbón.

Pero, ¿cómo hacerlo?

Actualmente, la tecnología solar termoeléctrica está lo suficientemente desarrollada para dar la solución.  La experiencia en la producción de electricidad con este método se remonta desde la década de los 80, con el inicio de operación de las primeras plantas SEGS en Estados Unidos, las cuales siguen operando hasta la fecha.  Hoy en día, la tecnología ha cobrado mayor impulso en lugares como España, Italia, Egipto, India, Argelia, Irán, Israel, Australia, México, Estados Unidos y Chile debido al incremento de los precios de los recursos no renovables y por los esfuerzos por combatir el cambio climático.

Para muestra un botón.  Para el año 2010, en España se tenían instalados más de 1000 MW. Para el año 2020 se espera que la cifra aumente a 5,000 MW, y, a nivel mundial se esperan  21,500 MW en plantas solares termoeléctricas.

FUENTE: Emerging Energy Research. “Global Concentrated Solar Power Markets and Strategies, 2007-2020”

Figura 2. Tecnología solar termoeléctrica en el mundo. Fuente: Emerging Energy Research. “Global Concentrated Solar Power Markets and Strategies, 2007-2020”

 

Convertir el calor solar en electricidad

Producir electricidad a partir de la energía de los rayos solares es un proceso relativamente sencillo.  La radiación solar directa puede concentrarse y recoger la energía mediante las tecnologías de concentración solar (CSP en inglés) para conseguir calor a temperatura media a alta.  El calor se utiliza para operar un ciclo convencional de electricidad mediante una turbina de vapor de agua o para mejorar la producción de las actuales plantas térmicas que utilicen turbinas de vapor o gas.  Las tecnologías más utilizadas hoy en día son las de colectores cilindroparabólicos, los de colector central y los colectores lineales Fresnel.

Planta solar termoeléctrica de cilindros parabólicos en España

Figura 3. Planta solar termoeléctrica de cilindros parabólicos en España

 

En el caso de la planta de carbón San José, no solo la radiación de lugar es excelente, sino también el terreno, el cual es  plano y con la suficiente disponibilidad que requieren los elementos de la tecnología solar termoeléctrica. Dado que la temperatura a la que opera la caldera es de 1000 °F, puede utilizarse una configuración de colectores cilindro parabólicos para precalentar el agua a 750 °F y así utilizar menos energía proveniente de la quema del carbón para producir el vapor necesario que impulse la turbina.

Vusta aérea de la planta San José, imágen capturada por Google earth.
Figura 4.Vista aérea de la planta San José, imágen capturada por Google earth.

 

El principio ya está por utilizarse en Chile.

GDF SUEZ y Solar Power Group están desarrollando un proyecto de energía termosolar con capacidad de 5 MW que producirá vapor sobrecalentado para ser suministrado a la planta termoeléctrica de carbón Mejillones (150 MW) en el norte de Chile.  El proyecto consiste en una caldera solar y su conexión a la planta termoeléctrica.  La caldera solar, que producirá vapor sobrecalentado, estará construida por módulos desarrollados por Solar Power Group usando su tecnología de Fresnel E-CL. La compañía subsidaria de GDF SUEZ, adquirirá el vapor producido.  Con este proyecto la planta termoeléctrica reducirá el consumo de carbón, reduciendo también sus emisiones de CO2.

¿Cuánto debe invertirse?

El precio aproximado de los captadores ronda los 385 $/m². Para producir 30 MWt se necesitan aproximadamente 75.000 m² de colectores, que hacen un costo de 28.8 millones de dólares.  Así, este tipo de plantas, en operación híbrida con tecnología solar termoneléctrica, se ahorrarían el costo del carbón produciendo 30 MWt que entregaría el campo solar y con un menor impacto ambiental.

Sin embargo, mientras el carbón siga siendo la opción más económica y no haya incentivos para las fuentes de energías renovables, no podemos pensar en este tipo de tecnología como una opción  para la planta San José.

En Guatemala no existe apoyo importante para las energías renovables,  más que la exoneración de impuestos, situación que nos deja en la espera a que los recursos fósiles se vuelvan mucho más caros como para ver con buenos ojos a las alternativas de las energías renovables.  No estamos tan lejos, hoy en día el precio spot del mercado eléctrico va en subida y está llegando a los 160 $MW/h, 20$ menos de lo necesario para alcanzar  la viabilidad requerida para la tecnología solar termoeléctrica en Guatemala.

por.

Juan Carlos Pozuelos.

Guatemala.



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