repowering con turbina de gas de una central termoeléctrica de ...

REPOWERING CON TURBINA DE GAS DE UNA CENTRAL
1. Introducción
TERMOELÉCTRICA DE CARBÓN DE 335 MW
Luis M. Romeo, Jesús M. Escosa
Centro de Investigación de Recursos y Consumos Energéticos (CIRCE).
Universidad de Zaragoza. Centro Politécnico Superior. María de Luna, 3, 50018 Zaragoza.
La reciente entrada en vigor del Protocolo de Kyoto[1], acuerdo ampliamente conocido y
divulgado por su trascendencia, obliga a los diferentes países que lo han ratificado a cumplir
con lo que se comprometieron. A tal efecto, se ha establecido un régimen que regula un
mercado de permisos de emisión de gases de efecto invernadero, obligando a elaborar un plan
de asignación de emisiones que obligara a cumplir con los diferentes acuerdos alcanzados
dentro de la Unión Europea.
Uno de los sectores más afectados dentro de estos acuerdos es el sector tradicional de la
producción de energía eléctrica. Se pretende, que la mayor parte de la reducción de emisiones
de gases de efecto invernadero en España, sea a través de la eliminación o de la reducción de
las horas de funcionamiento de las unidades de generación convencionales que utilizan carbón
como fuente primaria. Actualmente, este tipo de unidades de producción eléctrica, representan
más de un tercio del total de la producción del sistema de generación español. Como es
razonable pensar, el prescindir de forma inmediata de estas instalaciones, puede llevar a
desencadenar problemas con consecuencias extremadamente negativas, no ya por el hecho de
cambio de tecnología, puesto que las centrales de ciclo combinado que utilizan gas natural
podrían ser construidas en intervalos cortos de tiempo, si no por el tipo de combustible. Una
dependencia exclusiva del gas natural en detrimento del carbón requiere una dependencia de
un combustible al que se le conocen menos reservas, de un combustible más localizado en
países con una elevada calma tensa y de un combustible que no es autóctono. Las
1

connotaciones que tienen estas realidades se traducen principalmente en dos, por un lado se
dispondría de un sistema eléctrico español cimentado en una tecnología inestable que en
cualquier momento podría derrumbarse y, por otro, el sector de la minería se vería postrado
definitivamente, sin ninguna oportunidad, y que sería extremadamente complicado reconvertir
en los espacios de tiempo tan cortos que se están requiriendo.
La reducción en el uso del carbón debe ser gradual y acompañada por los avances de fuentes
renovables y no por la sustitución íntegra con gas natural. Por ello, una de las soluciones que
se proponen a esta situación es la repotenciación de parte de los 12.127 MWe instalados de
carbón en España (REE, 2004). De este modo se consiguen conjugar los objetivos que se
pretenden en un espacio corto de tiempo: aumentar eficiencia [2,3], disminuir emisiones de
CO2 y conservar el uso del carbón [4].
2. Elección del tipo de repowering
Evidentemente cada unidad de producción termoeleéctrica es diferente y, por tanto, las
modificaciones pertinentes junto con las mejoras conseguidas no son extrapolables
completamente. Sin embargo, se pueden dar una serie de pautas para dirigir el cómo debe
estudiarse la conveniencia de distintos repowering planteados con respecto a la mejora de
prestaciones en cuanto a eficiencias y emisiones.
En primer lugar debe tenerse claro cuál es el objetivo por el que se plantea la repotenciación
de una planta determinada. Para el caso particular que se busca con este trabajo, que es el de
reducir las emisiones de CO2 y mantener el uso del carbón como fuente energética, no se
estudia ni el repowering completo ni el repowering caja de vientos. El repowering completo
elimina cualquier posibilidad de utilizar carbón, aspecto que se valora como una mala
solución para el parque de generación español. Además, la instalación de un ciclo combinado
desde el principio sería, posiblemente, una solución más eficiente, aunque con plazos de
2

modificación más elevados. En cuanto al repowering de caja de vientos, se sabe que es una
solución más cara que las demás opciones, puesto que precisa de modificaciones importantes
en el hogar de la caldera y en el sistema aire / gases [4].
Se considera que los conceptos de repotenciación que mejor se pueden adaptar a las centrales
españolas son los repowering parciales agua de alimentación y paralelo. Permiten la
continuidad en el uso del carbón y el grado de modificación es pequeño, lo que implica menor
coste de inversión y corto intervalo de tiempo para la realización de la reforma. Los aumentos
de eficiencia que se consiguen son razonables y acordes a los objetivos exigibles a una central
convencional existente, así como la reducción de emisiones específicas de CO2 [4].
La nueva potencia de la planta repotenciada es una de las variables a tener en cuenta. Los
objetivos de la reforma pueden ser aumentar la potencia por instalación o, como se busca en
este caso, reducir al máximo las emisiones de CO2 sin reducir la potencia instalada. Para ello,
es necesario seleccionar la turbina de gas que mejor se adapte a la nueva configuración,
tendiendo en cuenta potencia, caudal másico, eficiencia y temperatura de salida del gas
exhaustado por la turbina. En el repowering de agua de alimentación es aconsejable, siempre
que sea posible, reducir al máximo las extracciones de la parte de alta presión de la turbina de
vapor. La energía sobrante se puede aprovechar en reducir las extracciones de la parte de baja.
En un repowering paralelo, la energía del gas de la turbina debe ser destinada, mayormente, a
la formación de vapor, cediendo el excedente en la parte de baja presión [3].
3. Central termoeléctrica convencional
La central térmica que se considera como base para este estudio es una central convencional
de carbón pulverizado (figura 1). El ciclo de potencia que caracteriza a esta planta es similar
al que se encuentra en el resto de centrales convencionales de carbón pulverizado del parque
de generación español. La planta consta de una caldera de vapor alimentada con carbón
3

pulverizado que produce a carga nominal un flujo másico de vapor sobrecalentado de 307,1
kg/s a unas condiciones de 538,9 ºC y 159,9 bar. Además, proporciona 276,1 kg/s de vapor
recalentado caliente a una presión de 38,8 bar y a una temperatura de 537,7 ºC. El ciclo consta
de una turbina de vapor de tres secciones, sección de alta con una etapa, sección de media con
dos etapas y sección de baja con un total de 4 etapas. Se dispone de un total de 7 extracciones,
de las cuales 3 se dirigen a los calentadores cerrados del tren de baja, dos al tren de alta, una
al desgasificador y una al condensador. La regulación del control de carga se realiza mediante
presión fija, y la presión de condensación se considera que permanece invariable para esas
variaciones de carga. La potencia bruta eléctrica de la planta es de 334,6 MWe con un
consumo en caldera de 1003,5 MWt. La eficiencia bruta sobre el poder calorífico superior es
de 33,34 %, siendo las emisiones específicas de CO2 de 845,3 kg por MWeh producido. Las
emisiones totales anuales considerando un factor de utilización de la central del 70%
corresponden a 1980 kT de CO2.
.
1003,5 MWt
845,3 kgCO2/MWh
Figura 1. Esquema de la planta de generación sobre la que se estudia la repotenciación
4. Repowering agua de alimentación
4.1. Modificación de la planta
307,1 kg/s
159,9 bar
538,9 ºC
1
2
4
5
6
1
4
276,1 kg/s
38,8 bar
537,7 ºC
2 3
ηplanta= 33,34 %
4 5 6
334,6 MWe

La nueva configuración de la planta se incluye en la figura 2. La parte rayada constituye la
parte nueva de la instalación. Se añade una turbina de gas y dos calentadores en los que se
realiza la transferencia de calor entre el gas de la turbina y el agua del ciclo. Los
intercambiadores se disponen en paralelo a los trenes de calentadores dotando de flexibilidad
de operación a la configuración. El primer intercambiador recoge el agua by-paseada del
primer calentador del tren y la devuelve a la entrada del desgasificador. El segundo
intercambiador recoge el agua tras la bomba de alimentación y la devuelve a la entrada de la
caldera de vapor. La temperatura de salida del gas de La caldera de recuperación se fija en
105ºC
4.2.Objetivo
Figura 2. Repowering agua de alimentación
La configuración de la figura 2 conduce a la disminución de caudal extraído de la turbina de
vapor destinado a regeneración. Según el objetivo confiado al repowering, esta disminución
puede destinarse a un aumento de la potencia de la turbina o a una reducción de la carga
térmica necesaria en la caldera. En este caso se opta por la segunda opción.
4.3. Planteamiento del estudio.
5
Parte nueva

Se plantea el estudio de un modo general para observar los distintos beneficios del repowering
atendiendo a: (1) la potencia de turbina de gas a instalar (tabla 1), (2) la potencia total de la
planta tras la repotenciación y (3) la operación para distintos repartos de energía del gas.
Tabla 1. Turbinas de gas utilizadas en el estudio
MARCA MODELO
6
POT
[kW]
HR
[kJ/kWh]
CAUDAL
[kg/s]
T
[ºC]
TG1
LM 6000Sprint 46.590 8.837 130,6 455,0
TG2 PIGNONE ESPAÑA MS6001FA 70.140 10.530 196,4 597,0
TG3 PIGNONE ESPAÑA MS9001E 123.400 10.650 403,7 538,0
a
ISO. 15ºC, Nivel del mar, No pérdidas entrada/salida
Datos de las TG cogidos de la revista Ingeniería Química, 2002
Aunque en este estudio se hayan considerado las turbinas de gas incluidas en la tabla 1, en
general, para el estudio de la repotenciación, es válida cualquier turbina.
Las tres opciones consideradas correspondientes al incremento de potencia que le supone al
ciclo de vapor la incorporación de la turbina de gas son las siguientes:
− Opción 1. Se aumenta la potencia instalada dejando la misma carga térmica del ciclo
convencional, y sin reducir extracciones de turbina de vapor. Hay que tener cuidado con
los aspectos constructivos de la turbina tales como compensación de empujes y estado de
los álabes del rotor. El objetivo principal con esta opción sería aumentar al máximo la
potencia instalada de la unidad de producción.
− Opción 2. La potencia térmica del ciclo de vapor se reduce para limitar la producción
de potencia a la del ciclo convencional. La potencia bruta de la nueva configuración será
la que se tenía en el ciclo convencional más la potencia añadida con la turbina de gas. Se
consiguen disminuir las emisiones de CO2 al aumentar la eficiencia del ciclo y reducir el
consumo de carbón. El objetivo principal con esta opción sería el aumentar la potencia
instalada y reducir las emisiones específicas (por kWh) de CO2.

− Opción 3. Se reduce aún más la potencia térmica consumida por el ciclo de vapor
hasta tener una potencia eléctrica neta de la planta repotenciada igual a la potencia
eléctrica bruta del ciclo convencional. Se reduce más el consumo de carbón con respecto
a la opción 2 y por lo tanto se acentúa la disminución de las emisiones de CO2.
En todas las opciones consideradas se disminuyen las emisiones específicas de CO2. En
cuanto al reparto de energía del gas de la turbina, éste viene condicionado por dos situaciones
que limitan la energía a aprovechar del gas en cada tren de calentadores.
− Temperatura de salida del gas tras calentar el agua del ciclo by-paseada del tren de
calentadores de alta. La temperatura de salida del gas de la turbina al calentar el agua by-
paseada del tren de alta debe ser superior a la temperatura con la que entra el caudal del
ciclo de vapor
− Anulación de los caudales de extracción de la turbina de vapor. Se podrá utilizar, como
máximo, la energía que las extracciones de la turbina de vapor.
El esquema de la figura 3 recoge los estudios considerados.
Figura 3. Esquema de las distintas opciones en el estudio del repowering del agua de alimentación
4.4. Resultados del estudio
TG1
Opción 1 Opción 2 Opción 3
Porcentaje reparto energía
Tren alta Tren Baja
100%_______________X%
La tabla 2 muestra los valores para cada turbina de gas considerada según las tres opciones
planteadas. En el caso de la turbina TG3, la elevada energía de los gases imposibilita la
7
TG2 TG3

utilización de los mismos para operaciones distintas a la opción 1, en la que el ciclo de vapor
funciona a carga nominal.
Opción
Energía
tren
alta
Tabla 2. Parámetros de funcionamiento de la planta repotenciada
Energía
tren
baja
Peb
[kW]
ηplanta
PCS
[%]
CO2
[g/kWh]
8
Aumento
Peb
[kW]
Aumento
ηplanta
[puntos]
Reducción
CO2
[%]
Reducción
Qcald
[%]
CO2
Tot.
7.000
h/año
[Mtn/año]l
TG1
1 79,00 21,00 396.214 35,29 777,4 61.584 1,94 8,04 -0,470 2,16
2 79,51 20,49 381.220 35,45 772,9 46.590 2,10 8,56 4,249 2,06
3 80,00 20,00 366.634 35,59 768,9 32.004 2,24 9,03 8,750 1,97
TG2
1 85,32 14,68 438.970 35,99 748,8 104.340 2,64 11,42 -1,101 2,30
2 86,16 13,84 404.770 36,35 738,0 70.140 3,00 12,69 9,484 2,09
3 76,60 23,40 364.018 36,42 732,3 29.388 3,08 13,37 20,860 1,87
TG3
1 50,00 50,00 502.166 36,38 721,1 167.536 3,03 14,70 -1,916 2,53
2 ----- ----- ----- ----- ----- ----- ----- ----- ----- -----
3 ----- ----- ----- ----- ----- ----- ----- ----- ----- -----
Ciclo Vapor
convencional
334.630 33,35 845,3 0,0 0,0 0,0 0,0 1,98
La TG1, permite obtener un aumento de la capacidad de producción de 61.584 kW con la
opción 1 y un aumento de la eficiencia de 2,24 puntos con la opción 3. La reducción máxima
de emisiones específicas de CO2 conseguida con esta turbina es de 9,03%.
Con la TG2, el aumento de potencia de la planta puede llevarse hasta 104.340 kW y la
eficiencia elevarla unos 3,08 puntos, correspondiendo a una disminución de las emisiones
específicas de CO2 de 13,37%.
En cuanto a la TG3, limitada por la excesiva energía de los gases, incrementa la potencia de la
instalación en 167.536 kW y la eficiencia en 3,03 puntos, reduciendo las emisiones
específicas de CO2 en un 14,70%.

Retomando uno de los beneficios intrínsecos del repowering con turbina de gas, (la reducción
de emisiones específicas de CO2), la decisión a tomar después de los resultados expuestos,
correspondería a la selección de una TG de potencia intermedia con la opción 3. En este caso
se disminuyen tanto las emisiones específicas de 845,3 g/kWh a 732,3 g/kWh como las
emisiones totales, produciendo potencia extra, en un 5,5%. La TG3, aunque presenta una
ligera mayor reducción de las emisiones específicas, presenta el inconveniente de estar
limitado su rango de actuación debido a la elevada energía de los gases de la turbina. Además,
las emisiones totales se elevan demasiado debido al incremento de potencia tan elevado. La
configuración de la nueva instalación repotenciada con los valores más característicos de
funcionamiento se recoge en la figura 4.
205,2 MWe
76,60% Egas
228,5 ºC
23,40% Egas
105,0 ºC
ηplanta= 36,42 %
70,14 MWe
794,2MWt
161,4 ºC
231,1 kg/s
159,9 bar
538,9 º1
Pplanta = 364,02 MWe
Figura 4. Repowering agua de alimentación
La configuración elegida en este caso, prestando especial atención a las emisiones específicas
de CO2, incluye a la turbina de gas de 70 MW como la ideal de las estudiadas para instalar en
9
230,4 kg/s
30,7 bar
538,0 ºC
Emisplanta = 732,3 kgCO2/MWh
293,88 MWe

un repowering del agua de alimentación en la central evaluada. La energía del gas de la
turbina se reparte según los porcentajes incluidos en la figura, un 76,60% en el tren de alta y
un 23,40% en el tren de baja presión. El mejor modo de regulación es reducir la carga del
ciclo de vapor hasta conseguir obtener una potencia total, ciclo de vapor más turbina de gas,
de 364 MWe, correspondiente a la potencia del ciclo convencional y el consumo de auxiliares.
La carga térmica de la caldera se disminuye de 1003,5 a 794,2 MWt, lo que representa un
20,86%. El vapor vivo, mantiene prácticamente las propiedades de presión y temperatura, y
disminuye el caudal másico de 307,1 a 231,1 kg/s. El vapor recalentado caliente disminuye su
presión de 38,8 a 30,7 bar y el caudal másico pasa de 276,1 a 230,4 kg/s.
Las emisiones específicas de CO2 se reducen de 845,3 kg/MWh hasta 732,3 kg/MWh, un
13,37% mientras que las emisiones totales se reducen 110 kT CO2/año produciendo un 9%
más de energía eléctrica. Un estudio a diferentes demandas de potencia seguramente requerirá
de otros repartos de la energía del gas a fin de no rebajar en demasía la carga térmica de la
caldera, o simplemente por no poder recuperar toda la energía del gas exhaustado.
5. Repowering paralelo
54.1. Modificación de la planta
Este concepto requiere la incorporación de una caldera de recuperación para producir vapor
en paralelo a la caldera de carbón pulverizado. Se siguen by-paseando los flujos de los trenes
de calentadores para optimizar la energía del gas. La conexión de ambos ciclos aparece
recogida en la figura 5. La extracción del caudal de agua del ciclo de vapor del tren de baja se
realiza a la entrada del primer calentador y se introduce a la salida del calentador anterior al
desgasificador. El by-pass del agua de alimentación a caldera se recoge tras la salida de la
bomba de alimentación con el objeto de no utilizar una bomba auxiliar para elevar la presión
hasta la necesaria a la entrada de caldera. La extracción del caudal para la formación de vapor
10

se realiza directamente del desgasificador, debiéndose incorporar una bomba adicional para
elevar la presión hasta la correspondiente al vapor recalentado caliente. El incremento de
temperatura debido a la compresión no se considera, así como el consumo eléctrico del
equipo. El gas exhaustado por la turbina cede su energía enfriándose de nuevo hasta 105ºC.
5.2. Objetivo
Ealta*porcentaje
Ealta*(1-porcentaje)
Caldera
Qgas-Ealta
105,0ºC
Figura 4. Repowering paralelo
Cuando se decide añadir un grado mayor de complejidad a la instalación se debe estar seguro
de que realmente es necesario, bien por mayor reporte de beneficios económicos, bien porque
no hay otra solución a un posible problema que se hubiera planteado. De este modo, el
repowering paralelo, además de los beneficios que reporta el repowering del agua de
alimentación, incluye la producción de una parte de vapor en la caldera de recuperación. Este
aspecto conduce a la disminución del consumo de la caldera convencional y por ende a la
disminución de emisiones inherentes al proceso de combustión del carbón.
5.3. Planteamiento del estudio
baux
C
11
balim
mvapor

Un esquema gráfico que recoge los distintos estudios que se han realizado con el repowering
paralelo es el incluido en la figura 6. De las tres turbinas incluidas en la tabla 1 y
consideradas para el estudio del repowering del agua de alimentación, la única turbina válida
para el repowering paralelo es la TG2, con una temperatura del gas acorde con las
necesidades para la producción de vapor (mayor de 540ºC). Para esta turbina se plantean tres
opciones, al igual que en el repowering agua de alimentación, según la potencia total a
proporcionar por la planta. Existen otras turbinas de gas, que como la TG2, disponen de una
temperatura de salida del gas de combustión elevada suficiente como para producir vapor
recalentado caliente, pero no se han tenido en cuenta por comparar con el repowering del
agua de alimentación. Para cada opción, se calculan los datos de la nueva configuración
dependiendo de cómo se reparta la energía del gas de combustión.
Figura 6. Esquema de las distintas opciones en el estudio del repowering paralelo
Además de las restricciones incluidas para el repowering del agua de alimentación hay que
añadir una nueva. Esta corresponde a la temperatura de salida del gas tras ceder su energía
para la formación de vapor, que debe ser superior a la temperatura de entrada del flujo másico
entrante a la caldera convencional.
5.4. Resultados
TG2
Opción 1 Opción 2 Opción 3
Reparto energía Tren alta(Tma)
Producción. Vapor
mv=0________mv,ma________mal=0
12

TG2..
En la tabla 4 se recogen los mismos parámetros considerados en el repowering del agua de
alimentación.
mvapor
[kg/s]
Tabla 7. Parámetros de funcionamiento de la planta repotenciada
mal
[kg/s]
Peb
[kW]
ηplanta
[%]
CO2
[g/kWh]
13
∆ Peb
[kW]
∆ηplanta
[puntos]
↓CO2
[%]
↓Qcald
[%]
CO2
Tot.
7.000 h/año
[Mtn/año]
Opción 1 32,8 0,0 411.461 36,49 735,7 76.831 3,14 12,96 8,08 2,12
Opción 2 32,8 0,0 404.770 36,58 733,2 70.140 3,23 13,27 10,18 2,08
Opción 3 32,8 0,0 364.018 37,08 718,6 29.388 3,73 14,99 22,62 1,83
Ciclo Vapor
convencional
334.630 33,35 845,3 0,0 0,0 0,0 0,0 1,98
Como es evidente, de las tres opciones planteadas la mejor de las alternativas consiste en
aprovechar la máxima cantidad de energía del gas en producir vapor y la energía sobrante se
debe consumir en calentar el agua by-paseada del tren de baja presión. A cargas parciales
resulta necesario variar el reparto de la energía del gas. Tomando como objetivo el parámetro
de emisiones específicas de CO2, la mejor de las opciones es la 3, donde la reducción presente
es de 14,99%. Además, es la única que consigue disminuir también las emisiones totales.
Como puede observarse, la disminución de la carga térmica es de un 22,62%, importante y
factor limitante seguramente cuando la configuración deba trabajar a una carga inferior a la
nominal. En cualquiera de los casos, una disminución de la potencia a proporcionar por la
planta podría salvar los posibles inconvenientes repartiendo la energía de los gases de un
modo diferente.La configuración a escoger sería la opción 3, representada en la figura 5.
La potencia de la turbina de gas escogida es de nuevo 70 MW, con un consumo térmico de
205,2 MW. El porcentaje de la energía del gas destinada a la producción de vapor es del
86,55%, siendo el resto dedicado al calentamiento del agua by-paseada del tren de baja
presión. El consumo de la caldera de vapor se ve reducido de 1003,5 MW a 776,5 MW. La
presión y temperatura del vapor vivo permanecen invariables debido a la regulación en
presión fija y diseño de los equipos de transferencia de calor para proporcionar la temperatura

adecuada en la entrada de la turbina de vapor. El flujo másico disminuye en la cantidad de
vapor formado en la caldera de recuperación y en la disminución de carga circulante por el
ciclo para proporcionar la potencia necesaria. El vapor recalentado caliente conserva
prácticamente la temperatura original y disminuye en 5,3 bar la presión. En cuanto al caudal
másico la disminución se debe a la disminución de carga del ciclo de vapor para reducir la
potencia del ciclo original a la necesaria con esta configuración. El factor considerado
decisivo en este estudio, correspondiente a las emisiones específicas de CO2, aparece
disminuido de 845,3 g/kWh hasta 718,6 g/kWh en la planta repotenciada, mientras que las
emisiones totales se reducen en 150 kT CO2 produciéndose un 9% de energía eléctrica
adicional.
.
6. Conclusiones
205,2 MWe
0 kg/s
32,8 kg/s
(86,55%)
41,22 kg/s
(13,45%)
105,0
ηplanta= 37,08 %
70,14 MWe
776,5 MWt
ba
224,8 kg/s
159,9 bar
538,3 ºC
Pplanta = 364,02 MWe
Figura 5. Repowering paralelo
14
bal
242,2 kg/s
33,5 bar
537,9 ºC
Emisplanta = 718,6 kgCO2/MWh
293,88 MWe

Se ha podido comprobar cómo el repowering con turbina de gas ofrece un gran abanico de
posibilidades frente a diferentes necesidades con las que se pudiera encontrar un ciclo
convencional. Además, en comparación con la eliminación de las centrales de carbón a favor
de la instalación de ciclos combinados con turbinas de gas, presenta la gran ventaja de poder
seguir utilizando carbón nacional. Esto se traduce en poder seguir utilizando un combustible
más abundante y barato y, además, autóctono.
Existen varias configuraciones posibles y dentro de las configuraciones varios modos de
operación que aumentan la flexibilidad de funcionamiento. Por un lado permite aumentar la
capacidad de producción aumentando además la eficiencia de generación. También posibilita
el alargamiento de la vida útil de la instalación, particularmente de la caldera, la cual puede
ver reducida su carga.
La configuración del repowering paralelo ofrece un mayor aumento de la eficiencia de la
planta, 37,08% frente a 36,42% conseguido con el repowering del agua de alimentación. Con
ello, las emisiones específicas de CO2 son también inferiores, llegando a reducirse en un 15%.
Las emisiones totales se reducen en menor cantidad al producirse un incremento de potencia
bruta generada.
Repotenciando un 50% de la potencia eléctrica de carbón instalada en España con repowering
paralelo, se evitarían 2,9 millones de toneladas de CO2 anuales, y la potencia eléctrica
instalada aumentaría en 660 MWe.
Agradecimientos
Este trabajo forma parte de un proyecto referencia FIT-120000-2004-51 y ha sido
subvencionado por el Ministerio de Educación y Ciencia – Plan Nacional de Investigación
Científica, Desarrollo e Innovación Tecnológica en la parte dedicada al Fomento de
Investigación Técnica (PROFIT) dentro del Programa Nacional de Energía.
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Bibliografía
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[2] H. G. Stoll, R. W. Smith, L. O. Tomlinson. 1994. Performance and Economic
Considerations of Repowering Steam Power Plants. GE Industrial & Power Systems Report.
[3] G. Bauer, J. Joyce. 1996. The Benefits of Parallel Repowering Existing Steam Turbines
with Gas Turbines. Siemens AG. Power Generation Group.
[4] Escosa, J.M., Romeo, L.M., Valero, A. 2004. Repowering y transformación a ciclo
combinado de centrales térmicas para la reducción de emisiones de CO2. Acción y efecto
inteligentes de la generación española frente a Kyoto. Energía. Revista de Ingeniería
Energética y Medioambiental, nº 179, julio-agosto, pp. 58-62.
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