Central Geotermica
Central Geotermica
Central Geotermica
PROFESOR:
TEMA:
ENERGIA GEOTERMICA
N° DE GRUPO: 3
INTEGRANTES:
2019
ÍNDICE
1. INTRODUCCIÓN ......................................................................................................................... 3
2. ANTECEDENTES ........................................................................................................................ 5
INICIO DEL USO INDUSTRIAL DE LA ENERGIA GEOTERMICA..................................................... 11
FRANCESCO GIACOMO LARDEREL Y SU GRAN APORTE AL DESCUBRIMIENTO DE LA ENERGÍA
GEOTÉRMICA ............................................................................................................................. 11
LA PRIMERA CENTRAL GEOTÉRMICA EN EL MUNDO ................................................................ 13
3. MARCO TEORICO ...................................................................................................... 15
CENTRAL GEOTERMICA ............................................................................................................. 15
PROCESOS PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE UNA PLANTA GEOTERMICA ................................. 16
ESTRUTURA ............................................................................................................................... 20
TECNOLOGÍA ............................................................................................................................. 22
Utilización del calor residual generado por las centrales geotérmicas..................................... 27
Bomba de calor geotérmica ...................................................................................................... 29
4. APLICACIONES .......................................................................................................... 29
Producción de energía Geotérmica a nivel mundial ................................................................. 31
Costos de inversión en producción de energía Geotérmica ..................................................... 32
Parámetros de rendimiento ...................................................................................................... 34
Evolución de los costes futuros ................................................................................................. 34
Normatividad............................................................................................................................. 34
Energía geotérmica en el Perú .................................................................................................. 35
Plantas Geotérmicas ................................................................................................................. 35
Desarrollo y Límites previstos en Perú ...................................................................................... 40
5. CONCLUSIONES ........................................................................................................ 41
Bibliografía ..................................................................................................................................... 42
1. INTRODUCCIÓN
La energía geotérmica es una forma de energía que proviene del calor interno de la
Tierra. Se encuentra en el subsuelo, en lugares conocidos como reservorios
geotermales, que pueden ser aprovechados para usos productivos y domésticos.
Actualmente, los recursos geotérmicos mundiales proveen energía eléctrica y de
uso directo equivalente a 167 TWh/ año.
Es importante entender que el desarrollo de proyectos geotérmicos involucra un alto
riesgo exploratorio que normalmente puede implicar entre 5 a 7 años de actividad e
inversión previa a su puesta en operación, incluidos períodos de hasta 5 años en
exploración, en perforaciones de muestreo y en el desarrollo del campo previos a la
construcción misma de la planta de generación.
Los costos iniciales de inversión de los proyectos de generación geotérmica son
altos debido a la necesidad de realizar estudios sísmicos y perforaciones
exploratorias para determinar las características geológicas y geofísicas del
yacimiento y de los fluidos contenidos en él. Sin embargo, gozan de costos de
operación sumamente bajos y relativamente constantes a lo largo de la vida del
proyecto que no están sujetos a las imprevisibles fluctuaciones en el precio de
combustibles fósiles tradicionalmente utilizados para la generación termoeléctrica.
Otra ventaja es que su producción de energía no está sometida a variaciones
horarias, climáticas o estacionales como si lo están otras fuentes de energía
renovable como la hídrica, la eólica y la solar.
La capacidad instalada de generación geotérmica mundial rondaba los 12.1 GW a
mediados de 2014, y New Energy Finance proyecta que estará alcanzando los 13.9
GW hacia fines de 2017 y los 14.5 GW hacia fines de la presente década. Los
montos recientemente canalizados al desarrollo de capacidad geotérmica son de un
promedio de $US 2,840 millones anuales a lo largo de la última media década.
Es un tipo de energía autóctona, renovable, confiable y eficiente (genera electricidad
24 horas del día y 365 días al año) y no contamina. El reducido impacto
medioambiental frente a otras fuentes de energía, constituye uno de los argumentos
más sólidos para el fomento del desarrollo geotérmico en el país.
2. ANTECEDENTES
Las regiones volcánicas han sido siempre polos de atracción para los seres
humanos, por el hecho de la existencia de fumarolas y de fuentes termales que
podían utilizar para calentarse, cocer alimentos o simplemente bañarse.
Los restos arqueológicos más antiguos relacionados con la energía geotérmica han
sido encontrados en Niisato, en Japón, y son objetos tallados en piedra volcánica
que datan de la Tercera Glaciación, hace entre 15.000 y 20.000 años.
Hace más de 10.000 años, los Paleo-Indios de América del Norte, ya usaban las
aguas termales para cocinar alimentos y sus minerales con propósitos medicinales.
Los manantiales termales eran zonas neutrales donde los miembros de las naciones
guerreras debían bañarse Las primeras civilizaciones, unos 3.500 años antes de
Cristo, apreciaban la práctica de los baños termales y la utilización de barros
termominerales, pero fueron griegos y, posteriormente, romanos los que dejaron
numerosos ejemplos de la aplicación de la energía geotérmica en la calefacción
urbana y en las tradicionales termas y baños públicos, que se convirtieron en
gigantescos centros de ocio, salud y negocio. Las termas de Caracalla, en Roma,
tenían un aforo para 1.600 personas. Los romanos difundieron su uso por todo el
imperio, extendiéndose con el paso del tiempo a Japón, América y Europa.
La extracción de azufre, travertinos, caolines, limonitas y óxidos de hierro también
ha estado ligada tradicionalmente a las fuentes termales.
En 1330 ya existía una red de distribución de agua caliente en algunas casas en
Chaudes-Aigues, Francia, por cuyo mantenimiento los usuarios tenían que pagar
una tasa. Servía, al mismo, tiempo para lavar lana y pieles. Por la misma época, en
Italia, en la región de Volterra, en Toscana, pequeñas lagunas con agua caliente
salobre de las que se escapaba vapor a más de 100 ºC, eran explotadas para
extraer ácido sulfúrico concentrado y alumbre.
Durante mucho tiempo, el hombre se conformó con utilizar el calor que afloraba de
forma natural en la superficie del planeta. A partir del siglo XIX, los avances técnicos
y el mejor conocimiento del subsuelo permitieron buscar cada vez a mayor
profundidad, y explotar cada vez mejor el calor de la Tierra.
El descubrimiento en 1818 de sales de boro en Larderello, Toscana (Italia), marcó
el inicio de la utilización industrial de los recursos geotérmicos.
En 1827 el fundador de esta industria, el francés Francois Larderel, desarrolló un
sistema para utilizar el calor de los fluidos en el proceso de evaporación, en lugar
de quemar madera de los bosques cercanos, que se encontraban en rápida
deforestación.
En Francia, en 1833, en el barrio de Grenelle, en París, se inició el primer sondeo
profundo, un pozo artesiano de 548 m de profundidad, que tardó ocho años en
construirse y captó agua potable a 30 ºC en el acuífero de arenas albienses de la
Cuenca de París. En Estados Unidos la primera red local de calefacción urbana
entró en funcionamiento en 1892 en Boise, Idaho.
En el siglo XX el empleo de la energía geotérmica se incrementa, arrastrado por las
necesidades cada vez más elevadas de energía para abastecer a la civilización
moderna.
La industria del ácido bórico en Larderello dio paso, en 1904, a la generación de
electricidad a partir de vapor geotérmico, entrando en funcionamiento en 1913 una
central de 250 kW. Entre 1910 y 1940, el vapor de baja presión fue utilizado para
calefacción de invernaderos, y de edificios industriales y residenciales. A finales de
la Segunda Guerra Mundial, las tropas alemanas, durante su retirada, destruyeron
por completo la central, los pozos y las tuberías. En 1919 se perforaron los primeros
pozos en Beppu, Japón, y en 1924 se instaló una planta experimental de 1 kW para
producir energía eléctrica.
En 1921, en Estados Unidos, en la zona de The Geysers, en California, se
perforaron dos pozos y se instaló una pequeña máquina de vapor que, conectada a
una dinamo, producía electricidad para un pequeño establecimiento termal.
La primera red moderna de calefacción urbana alimentada por energía geotérmica
se instaló en Reikjavik, Islandia, en 1930. Desde entonces, redes de calefacción
que utilizan la energía geotérmica se encuentran en funcionamiento en Francia,
Italia, Hungría, Rumanía, Rusia, Turquía, Georgia, China, Estado Unidos y la propia
Islandia, donde, hoy en día, el 95% de los habitantes de la isla tienen calefacción
por medio de una red de 700 km de tuberías aisladas que transportan agua caliente.
Después de la Segunda Guerra Mundial, muchos países fueron atraídos por la
energía geotérmica al considerarla competitiva respecto de otras fuentes de
energía.
La primera instalación con bomba de calor geotérmica en una vivienda entró en
funcionamiento en 1945 en Indianápolis, EE.UU., en la casa de Robert C. Webber,
empleado de Indianápolis Power and Light Co. En 1947, Kemler, E.N., en su
publicación “Methods of Earth Heat Recovery for the Heat Pump” ya mostraba los
esquemas de los diferentes métodos de conexión de bombas de calor al terreno
que se siguen utilizando actualmente. En 1948 entró en funcionamiento otra
instalación en la Universidad del Estado de Ohio, y en 1949 se instaló otra en una
casa experimental en la Universidad de Toronto, Canadá.
A partir de la década de los setenta se inicia, en diversas partes del mundo, una
intensa actividad de exploración e investigación de recursos geotérmicos al objeto
de utilizarlos para producción de energía eléctrica o para calefacción y agua
caliente.
Es también a partir de esa década, como consecuencia de las alzas de los precios
del crudo, pero particularmente a partir de la década de los noventa, bajo la presión
de las exigencias ambientales y, más particularmente, de la reducción de las
emisiones de CO2 a la atmósfera, cuando el empleo de bombas de calor
geotérmicas empieza a conocer un desarrollo prometedor a nivel internacional.
Es también a partir de esa década, como consecuencia de las alzas de los precios
del crudo, pero particularmente a partir de la década de los noventa, bajo la presión
de las exigencias ambientales y, más particularmente, de la reducción de las
emisiones de CO2 a la atmósfera, cuando el empleo de bombas de calor
geotérmicas empieza a conocer un desarrollo prometedor a nivel internacional.
En menos de 15 años se ha llegado a la situación actual, con más de un millón de
instalaciones, no sólo en América del Norte, Estados Unidos y Canadá, sino también
en algunos países europeos, particularmente en Suecia, Suiza, Alemania y Austria.
Sólo en Suecia, existen hoy en día más de 400.000 bombas de calor instaladas.
En el año 2000, la capacidad geotermo-eléctrica instalada a nivel mundial era de
8.000 MWe, pasando a 9.000 MWe en el año 2005. Por lo que respecta a los usos
no eléctricos de la energía geotérmica, en el año 2000 la capacidad instalada en 59
países era de unos 15.000 MWt. En 2005, la capacidad instalada en 72 países
ascendió a alrededor de 28.000 MW t, de los cuales unos 15.000 MWt correspondían
a bombas de calor geotérmicas.
INICIO DEL USO INDUSTRIAL DE LA ENERGIA GEOTERMICA
En 1818, Francesco Larderel comenzó la actividad extractiva del ácido bórico con
una pequeña fábrica que evaporaba el agua termal bórica quemando leña, con el
fin de recuperar el concentrado bórico. Larderel decidió hacer uso del vapor de agua
que brotaba de la tierra, cubriendo el brote de vapor con mampostería y
conduciéndolo hasta su planta en donde lo utilizaba para sustituir la costosa leña y
así poder extraer el boro.
Posteriormente inició la perforación de rudimentarios pozos a poca profundidad para
poder extraer el boro, en un principio la producción de boro era de 50 toneladas
anuales, diez años después llego a 800 toneladas incrementando su producción y
el número de plantas.
En 1894 se dio la primera aplicación de la geotermia como uso para la generación
de potencia, el doctor Ferdinando Reynaut utilizo un cambiador de calor para lograr
aprovechar el vapor de los pozos y evaporar agua limpia que haría funcionar una
máquina de émbolo de 9 caballos de fuerza. Aunque la instalación no persistió por
más tiempo debido a la corrosión que sufrió el cambiador de calor.
FRANCESCO GIACOMO LARDEREL Y SU GRAN APORTE AL DESCUBRIMIENTO DE LA ENERGÍA
GEOTÉRMICA
Francesco Giacomo Larderel era un joven ingeniero y empresario de origen francés
que se había mudado a Livorno, perteneciente entonces al Gran Ducado de
Toscana. No muy lejos de allí, se encuentra la zona de las fumarolas de vapor,
conocida desde la época de los Romanos por sus aguas termales y donde en 1777
el químico alemán Hubert Franz Hoefer descubrió el ácido bórico.
La primera gran idea de Larderel fue extraer el ácido bórico para producir boro con
fines químicos y farmacéuticos. La segunda, aún más importante, fue desarrollar un
método práctico que permitía extraer el ácido bórico en grandes cantidades y a un
precio accesible. El 8 de mayo de 1818, el ingeniero puso en marcha en
Montecerboli la construcción de su planta. Aquel día supuso la realización del sueño
de su vida, pero sobre todo el nacimiento de la geotermia industrial en el mundo.
Posteriormente, Larderel perfeccionó repetidamente su técnica, aumentando
progresivamente la productividad de su planta. Con sus ganancias se construyó un
palacio y por sus méritos científicos fue nombrado Conde por el Gran Duque quien,
además, en su honor, llamó Larderello a la localidad donde empezó todo.
Sin embargo, Larderel no podía conocer los desarrollos que tendría la empresa
científica que había creado. El gran siguiente paso se dio casi un siglo después
gracias a Piero Ginori Conti, heredero de la empresa de Larderel y de su inventiva,
quien tuvo la idea de utilizar el vapor geotérmico como fuente de energía.
La primera aplicación geotermo-eléctrica de la historia fue en 1904 cuando el
príncipe Piero Ginori Conti utilizó directamente el vapor geotérmico en Larderello
para alimentar una máquina de ¾ de caballo que accionaba un generador de
corriente directa, con esto logró encender cinco bombillas y con esto alimentaría la
iluminación de la planta de Larderello, que se pondría en construcción el mismo año
y entraría en funcionamiento en 1913 con un turbogenerador de 250 kW. El éxito de
estas experiencias fue una clara demostración del valor industrial de la energía
geotérmica y marcó el comienzo de una forma de explotación que se ha
desarrollado significativamente desde entonces; ya que, por primera vez en la
historia, el hombre había conseguido generar electricidad desde los recursos
renovables procedentes de las profundidades de la tierra.
A partir de 1973, año de la primera crisis del petróleo se produce la gran expansión
en la generación de electricidad con energía geotérmica, incorporándose
sucesivamente Japón, Islandia y El Salvador (1975), Indonesia, Kenia, Turquía y
Filipinas (1980), Nicaragua (1985), Costa Rica (1995), Guatemala (2000), etc.
3. MARCO TEORICO
CENTRAL GEOTERMICA
Exploración
La fase de exploración consiste en inspecciones topográficas al nivel de la
superficie para confirmar la evaluación de recursos preliminar. La misma
empieza tan pronto como el desarrollador del proyecto está satisfecho con los
resultados de la Fase 1 y ha cumplido con los requisitos legales. En total, la
segunda fase puede tomar hasta dos años, dependiendo del tamaño y la
accesibilidad del campo geotérmico y los datos ya disponibles. Al inicio de esta
fase, se produce un plan de exploración que puede incluir algunos o todos de los
siguientes métodos de exploración:
• Exploración geotérmica: Se toman muestras de las fuentes termales
existentes y se analizan. El
resultados permiten hacer cálculos estimados con respecto a la
temperatura del fluido a la profundidad del yacimiento y un cálculo estimado
del origen y la recarga del fluido dentro del yacimiento geotérmico,
indicando así el grado de permeabilidad de la estructura de roca del
yacimiento.
• Exploración geológica: Se pueden tomar muestras de rocas, sedimentos
y lava ya sea de la superficie u obtenerse mediante sondeo con testigos
para exponer el tipo de fuente de calor y estimar la ubicación y el potencial.
• Exploración geofísica: Se pueden usar varios métodos para medir la
conductividad o resistividad de las rocas de la superficie; el método
Transitorio electromagnético (TEM, por su sigla en inglés) y el método
Magnetotelúrico (MT) son los más usados en la actualidad. Estos dos
métodos se complementan entre sí debido a que el MT muestra los
resultados a una profundidad bastante grande mientras que el TEM
muestra resultados a poca profundidad y resuelve el problema del
movimiento telúrico del MT.
• La exploración geofísica con mediciones de gravedad de Bouguer:
complementa las mediciones de MT y TEM al medir anomalías en la
distribución de la densidad de las rocas de la subsuperficie, permitiendo así
la identificación de estructuras geológicas grandes con límites relacionados
a características tectónicas que a su vez podrían llevar a fallas y fracturas.
Los resultados de la exploración geofísica, usados en combinación con
datos geológicos, pueden llevar a la ubicación de la fuente de calor y
proporcionar blancos para las perforaciones de prueba (perforaciones de
exploración).
• Los orificios de gradiente de temperatura: son orificios de perforación
angostos y poco profundos, usualmente menos de 500 metros de
profundidad y menos de 6 pulgadas de diámetro, perforados para medir el
aumento de la temperatura con la profundidad. El gradiente de temperatura
estándar a nivel mundial es aproximadamente 30 °C por cada kilómetro de
profundidad adicional, resultando en una temperatura promedio de 90 °C
una profundidad de 3 kilómetros.
Perforación de prueba
Esta fase es la última de las fases exploratorias. Al inicio de esta fase, se
diseña un programa de perforación para desarrollar un objetivo para
confirmar la existencia, ubicación exacta y potencial del yacimiento.
Usualmente se perforan de tres a cinco pozos geotérmicos de tamaño real,
pero dependiendo de la ubicación, accesibilidad e infraestructura en el
campo geotérmico, podría ser prudente comenzar con orificios angostos
(orificios con un diámetro de menos de 6 pulgadas/15 cm que se pueden
perforar con equipo más liviano (plataforma de perforación)) que aquellos
que se usan para pozos tamaño real (con un diámetro de más de 8
pulgadas/20 cm).
Revisión y planificación del proyecto
Esta fase incluye la evaluación de todos los datos existentes por parte del
desarrollador, incluidos los datos nuevos de las fases de exploración. Los
resultados de las perforaciones de prueba le permitirán al desarrollador del
proyecto terminar su estudio de factibilidad, incluidos todos los cálculos
financieros; la ingeniería conceptual de todos los componentes a construir,
y el programa de perforación. En esta fase, el desarrollador del proyecto
determina el tamaño de proyecto más ventajoso a nivel financiero y las
inversiones necesarias.
Desarrollo de campo
Marca el inicio del desarrollo en sí del proyecto de energía y consiste en
perforar pozos de producción y reinyección, y construir parcialmente la
tubería para conectar los pozos a la central. Dependiendo del programa de
perforación, se requieren una o más plataformas de perforación para perforar
los pozos de producción necesarios para alcanzar la capacidad proyectada
de la central eléctrica. los pozos de producción, deben perforarse pozos de
reinyección para devolver los fluidos geotérmicos al yacimiento. La
reinyección de los fluidos geotérmicos produce presión de soporte al
yacimiento; sin embargo, la reinyección debe realizarse en lugares en donde
no cause el enfriamiento del yacimiento geotérmico.
Construcción
Esta fase abarca la instalación del sistema de recuperación de vapor o
SAGS (es decir, un sistema de tuberías de vapor desde las bocas de los
pozos hacia la central eléctrica y de regreso para los fluidos de reinyección);
los separadores; la planta eléctrica con la turbina, generador y el “extremo
frío”, que consiste en un condensador y necesita ya sea enfriamiento con
aire (enfriamiento con ventilador) o agua (directo o con una columna de
enfriamiento). Después de utilizar (expandir) el vapor, los fluidos
geotérmicos enfriados generalmente se inyectan al yacimiento para
recalentarse y mantener la presión o evitar el agotamiento del depósito. La
electricidad generada se envía a una subestación y desde ahí a la red de
transmisión.
Operación y mantenimiento
La operación y el mantenimiento se pueden dividir en O&M para el campo
de vapor (pozos, tuberías, infraestructura, etc.) y O&M de la central eléctrica
(turbina, generador, sistema de enfriamiento, subestación, etc.). El
mantenimiento adecuado de todas las instalaciones es crítico para asegurar
un factor de disponibilidad alto34 y un factor de capacidad alto35 para la
central eléctrica, y para asegurar una producción continua de vapor de los
pozos geotérmicos. La central específica que se muestra en la Figura 2.5
ha estado en funcionamiento des 1977 y demuestra un factor de capacidad
de casi el 100 por ciento. El O&M del campo de vapor consiste en limpiar
los pozos existentes, perforar nuevos (pozos complementarios) cada cierto
tiempo para recuperar la capacidad perdida, y dar mantenimiento a otros
equipos en el campo. Usando el ejemplo de una central eléctrica de 50 MW,
los costos estimados de estas actividades están en el rango de USD 1 a 4
millones al año, dependiendo de la química de fluidos, geología y calidad de
los pozos y otros factores. Para la unidad de la central eléctrica, los costos
de mantenimiento suelen calcularse en 1.5 a 2.5 por ciento de la inversión
(precio de compra) de la central eléctrica. Estas cifras dependen en gran
parte de la composición química de los fluidos geotérmicos (p. ej., su
acidez, corrosión, potencial de formación de sarro, etc.). Usando el ejemplo
de la central eléctrica de 50 M, esto implica que una central eléctrica de 50
MW de llave en mano, con un costo de USD 10 millones, necesitaría
mantenimiento anual de USD 1.5 a 2.5 millones a lo largo de un período de
vida útil esperado de 30 años. Por último, una planta geotérmica de 50 MW
completamente automatizada necesitaría un equipo de personal de
aproximadamente 20 personas bien capacitadas. Los costos operativos
estimados (incluidos impuestos, costos de transmisión de la electricidad,
gastos generales, etc.) estarían entre USD 1 y 4 millones al año.
ESTRUTURA
1. Canalizaciones de agua:
Hacen la función del quemador ya que sirve para calentar el agua que
moverá la turbina, debido a las altas temperaturas que alcanza el vapor de
agua (procedente del interior de la Tierra) que transportan.
2. Intercambiador de calor:
La captación de calor del terreno, o la evacuación al mismo del calor de un
edificio, la realiza un medio de transmisión de calor que circula por los
intercambiadores subterráneos.
3. Turbinas de vapor:
Son máquinas térmicas que generan energía a partir de vapor a alta presión
y temperatura; este vapor se expansiona hasta una presión menor y parte de
la diferencia de entalpía entre el vapor entrante y saliente se convierte en
energía mecánica en el eje de la máquina. En función de sus condiciones de
trabajo, las turbinas de vapor suelen agruparse en los siguientes tipos
básicos de turbinas: condensación, contrapresión, condensación con
extracción intermedia y con recalentamiento intermedio.
4. Generador:
Encargado de transformar la energía mecánica en eléctrica.
5. Condensador:
Es un equipo indispensable en cualquier planta eléctrica alimentada con
energía geotérmica; su objetivo primordial consiste en mantener una
temperatura de condensación lo suficientemente baja para que la relación
de expansión en la turbina sea aceptable. En función de las características
particulares de cada lugar, como por ejemplo disponibilidad de agua
superficial, desnivel utilizable, factores meteorológicos, tecnología
disponible, etc., se elige el tipo de condensador más adecuado. Los más
normales son condensadores coraza-tubo, de contacto directo o
refrigerados por aire.
6. Torres de refrigeración:
También llamadas torres de enfriamiento, son equipos destinados a enfriar
agua, procedente del condensador, a costa de ceder calor al aire
atmosférico. En función del mecanismo de circulación de aire, se distinguen
dos tipos de torres de refrigeración: torres de tiro natural y torres de tiro
forzado.
TECNOLOGÍA
La generación, aprovechando el recurso geotérmico, se da mediante las
tecnologías disponibles.
Este manual sigue una clasificación estándar basada en las definiciones para
cinco tipos diferentes de centrales eléctricas: binaria, flash individual, doble
flash, contrapresión y vapor seco. Ninguna otra tecnología se utiliza para
generar energía de recursos geotérmicos. La generación de electricidad a
escala para servicios públicos principalmente toma lugar en plantas binarias
y turbinas a vapor convencionales, dependiendo de las características del
recurso geotérmico.
La proporción relativa en generación de energía en 2010 para cada una de
estas tecnologías se refleja en la siguiente figura.
Generacion de energia geotermica 2010
4%
9%
contrapresión
Binaria
42%
21% Flash doble
Vapor seco
Flash individual
24%
Centrales binarias
Generar electricidad a partir de fluidos geotérmicos a temperatura baja o
media o a partir de fluidos calientes de desecho que vienen de los
separadores en campos geotérmicos dominados por líquidos, ha logrado
avances considerables desde que se hicieron mejoras a la tecnología de
fluidos binarios. Las centrales binarias utilizan un fluido de trabajo
secundario, usualmente un fluido orgánico (típicamente n-pentano) con un
punto de ebullición bajo y presión de vapor alta a bajas temperaturas en
comparación con el vapor. El fluido secundario se hace funcionar a través de
un ciclo de Rankine convencional: el fluido geotérmico cede calor al fluido
secundario a través de intercambiadores de calor, donde el fluido secundario
se calienta y vaporiza. El vapor producido impulsa una turbina, luego se
enfría y se condensa y el ciclo vuelve a comenzar.
La tecnología de centrales binarias es un medio rentable y fiable de
transformar la energía disponible de los campos geotérmicos dominados por
líquidos a temperaturas de hasta 200 °C en electricidad. Al seleccionar
fluidos secundarios adecuados, los sistemas binarios pueden diseñares de
modo que utilicen fluidos geotérmicos a temperaturas muy por debajo de 100
°C. Sin embargo, esas temperaturas tan bajas tendrían un impacto grave
sobre la viabilidad financiera de los proyectos, dependiendo de su ubicación,
sus opciones de uso directo y la tarifa eléctrica ofrecida.
En competencia con las ya mencionadas centrales con ciclo orgánico de
Rankine (ORC), otro sistema binario, el ciclo Kalina, utiliza una mezcla de
agua y amoníaco como el fluido de trabajo secundario. Esta tecnología se
desarrolló en la década de 1990 y se utiliza comercialmente, particularmente
en Islandia y Japón.
Las centrales binarias suelen usarse como unidades de reaprovechamiento.
En estas aplicaciones, la central binaria utiliza los fluidos de desecho que
vienen de los separadores así como el calor residual de una central eléctrica
principal. Por ejemplo, vapor a una temperatura de 250 °C que utiliza la
central eléctrica principal (usualmente una central de vapor (flash)
convencional) puede, dependiendo de la química del fluido, tener una
temperatura al salir de la turbina de 120 ° a 170 °C después de la expansión.
En lugar de condensar este vapor mediante enfriamiento por aire o columnas
de enfriamiento, puede usarse de manera efectiva para generar más energía
en la unidad de reaprovechamiento y así aumentar la eficiencia general y la
economía de la central eléctrica completa. Sin embargo, las unidades de
reaprovechamiento son un costo adicional significativo para los costos totales
del proyecto. Estos costos afectan los costos de generación de energía por
kilovatio hora y podrían reducir el margen entre el costo de generación y la
tarifa energética que paga
el tomador regular o la empresa de servicios. La reducción resultante en las
ganancias por operación es el motivo por qué los desarrolladores de
proyectos no implementan unidades de reaprovechamiento en muchos
casos. Por otro lado, desde la perspectiva de país, producir de 10 a 20 por
ciento más energía a partir del mismo recurso podría ser muy económico,
debido a que la instalación de unas cuantas unidades de reaprovechamiento
podría fácilmente sustituir la construcción de una nueva central eléctrica
completa en términos de producción. Además, debido a potencial limitado de
producción de vapor de cada yacimiento geotérmico, podría valer la pena
considerar el uso del recurso de la manera más eficiente posible y evaluar el
valor de los incentivos de políticas específicos para asegurarse de que las
partes económica y financiera de dichos proyectos coincidan. Las unidades
binarias pueden producirse en tamaños muy pequeños (0.1 a 5 MW), incluso
como unidades de módulo de receptáculos. Las plantas móviles pequeñas
pueden no solo reducir el riesgo inherente de perforar pozos nuevos, sino
también ayudar a satisfacer las necesidades de energía de áreas aisladas.
4. APLICACIONES
Usos de la energía geotérmica
Balnearios.
Calefacción Y Agua Caliente.
Electricidad.
Extracción De Minerales.
Agricultura Y Acuicultura.
Indonesia
Dato mundial
Los costos de operación y mantenimiento están constituidos por una porción fija
y otra variable, directamente relacionadas con la fase de producción de
electricidad. Los costos anuales de O&M incluyen el campo de operación (mano
de obra y equipamiento), la operación de los pozos, trabajo sobre los pozos y
los mantenimientos de las instalaciones. Para las plantas geotérmicas, un factor
adicional es el costo de restauración de pozos, es decir, los pozos nuevos para
reemplazar los pozos fallidos y restaurar la pérdida de capacidad de producción
o de inyección. Los costos de estos pozos son generalmente más bajos que las
de los pozos originales, y su tasa de éxito es mayor.
Parámetros de rendimiento
Uno de los parámetros de rendimiento importante es la vida útil de la central
eléctrica. El tiempo previsto de vida útil de las plantas de energía geotérmica
alrededor del mundo es de 25 a 30, aunque existen excepciones que han estado
en operación por más de 30 años.
Los avances tecnológicos que pueden tener el mayor impacto en los LCOE en
el corto plazo son los siguientes: (a) las mejoras de ingeniería en el diseño y la
estimulación de yacimientos geotérmicos, y (b) mejoras en los materiales,
operación y mantenimiento. Estos cambios aumentarán las tasas de extracción
de energía y guiaran hacia un mejor rendimiento de la planta y periodos menos
frecuentes y más cortos de mantenimiento, todo lo cual resultará en un mejor
FP. Con el tiempo, las plantas más eficientes (con FP de 90 y 95%) se espera
que reemplacen las antiguas aún en funcionamiento, lo que aumenta la media
de la FP de un 80% a un 95%. En consecuencia, el promedio mundial del FP
para el año 2020 se prevé que sea 80%, y podría ser un 85% en 2030 y hasta
el 90% en 2050.
Normatividad
Ley 26848
Plantas Geotérmicas
1) Complejo Geotérmico The Geysers. 1.808 MW. Estados Unidos
El Complejo Geotérmico The Geysers situado a unos 116 kilómetros al norte de
San Francisco, California, se compone de 21 plantas de energía que la convierten
en la instalación geotérmica más grande en el mundo. El complejo cuenta con una
capacidad instalada de 1.808 MW y una capacidad de producción activa superior a
los 1.000 MW trabajando sólo al 63% de su capacidad de producción.
El proyecto ha sido desarrollado en sus distintas fases por la india KEC, las
japonesas Toyota Tshusho y Mitsubishi Heavy Industries, la coreana Hyundai
Engineering y Sinclair Knight Merz, de Nueva Zelanda. El complejo geotérmico
es propiedad de la eléctrica pública Kenya Electricity Generating Company
(Kengen).
La planta geotérmica que inyectará 340 GWh al año al Sistema Interconectado del
Norte Grande (SING), posee la energía necesaria para abastecer a 165 mil hogares
y reducir 166 mil toneladas de CO2 anualmente, aportando a la lucha contra el
Cambio Climático.
Desarrollo y Límites previstos en Perú
En los 3 ultimos años se vienes realizando estudios en diferentes zonas
geotermales de las regiones Arequipa, Puno y Moquegua. En 2017 la región Tacna,
zona Paucarani.
Fuente: INGEMENT
5. CONCLUSIONES
http://www.energia.gov.ar/contenidos/archivos/publicaciones/libro_energia_geotermica.pdf
http://diccionario.raing.es/es/lema/ciclo-de-kalina
file:///C:/Users/Luis%20Riquelme/Downloads/10952_manual_geotermia_a2008.pdf