Cómo funciona una central de gas de ciclo combinado
Una planta de ciclo combinado recupera más energía de su combustible: una turbina de gas genera electricidad, luego su escape caliente produce vapor para una segunda turbina.
En 60 segundos: cómo funciona
Una planta de ciclo combinado obtiene electricidad de su combustible dos veces. Una turbina de gas hace energía primero, luego su escape caliente hace vapor que impulsa una segunda turbina.
- El aire es exprimido por un compresor y mezclado con gas natural, que quema en un quemador.
- Los gases calientes se expanden a través de la turbina de gas, girando y su generador.
- El escape sigue siendo muy caliente, por lo que pasa a través de una caldera de recuperación de calor que convierte el agua en vapor.
- El vapor acciona una turbina de vapor y un segundo generador.
- El vapor se condensa en agua y se reutiliza.
- Un transformador eleva la tensión para que la electricidad pueda viajar a la red.
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Por Centrales eléctricas en todo el mundo · Lectura relacionada actualizada · Alcance de la preparación y el examen. Ilustraciones educativas; no se reclama revisión independiente de ingeniería por pares.
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Rotar el equipo, seguir los flujos de energía e inspeccionar cada componente. Lea los pasos a continuación en cualquier momento.
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1+1 multi-shaft combined cycle: two independent generator trains. Unfired monopresión HRSG y condensador seco refrigerado por aire. Tres casos de enseñanza constante limitada utilizan un balance de combustible/calor/electricidad, no un modelo de carga parcial calibrado o apagado. Internos y distancias se simplifican para la inspección. El movimiento se ralentiza para la inspección. Los recubrimientos de colores revelan flujo a través de equipos cerrados; los pulsos de oro muestran transferencia neta de energía eléctrica, no electrones individuales.
Cómo funciona
- Fuel energy
- Calor de combustión
- Gas-turbine + steam-cycle work
- Generators
- Electricidad de cuadrícula
Una estación de gas convierte la energía de combustible en rotación de ejes y luego la energía eléctrica. En una turbina de gas, el aire se comprime antes de que el combustible se queme en ella. La expansión de las cuchillas de turbina de gas caliente gira, suministrando tanto el compresor como el generador. Esta disposición de flujo continuo sigue el principio del ciclo Brayton. El compresor consume una parte sustancial de la salida mecánica de la turbina, por lo que el generador recibe la potencia restante del eje en lugar de todo lo que la turbina desarrolla.
The illustrated 1+1 multi-shaft combined cycle adds a separate steam-turbine generator. Its unfired single-pressure heat-recovery steam generator transfers exhaust heat across tube walls without mixing gas and water or adding another fuel input. The water/steam cycle uses a dry air-cooled condenser and feed pump. Both generators have independent switchgear/transformer exports. The bounded cases below account for compressor work once, then generator losses, electrical auxiliaries and transformer losses; they are not a validated part-load or time-domain plant simulation.
Usa el gas caliente dos veces, cuenta el combustible una vez.
The model shows a 1+1 multi-shaft combined cycle: one gas-turbine train plus one steam-turbine train, two generators, a single-pressure heat-recovery steam generator (HRSG) and dry air-cooled condenser (ACC). It is an invented learning case, not the specification of a named station.
Seleccionado: todo el sistema.
Explicación sencilla
La primera turbina alimenta su propio compresor. Las cuchillas de compresor giratorias añaden trabajo al aire entrante; las paletas fijas guían y difunden el flujo. Quemaduras de combustible en el aire comprimido. El gas caliente se expande a través de las filas de turbinas, conduciendo el compresor y el generador G1 en el mismo eje. Sólo el trabajo restante después de que el consumo del compresor llega a ese generador. [G4]
El calor de escape produce vapor sin mezclar líquidos. El gas pasa fuera de los tubos de agua/estema de HRSG. El agua de alimentación se calienta en el economizador, circula entre el tambor y el evaporador, y el vapor separado pasa a través del supercalentador. El vapor acciona una turbina y un generador separados G2. Este HRSG no alimentado no tiene entrada de combustible adicional: su calor se transfiere del escape GT ya contado en el libro mayor de combustible. [G1] [G7]
La refrigeración en seco cierra el ciclo del agua. El vapor se condensa en tubos aletas mientras los ventiladores pasan aire ambiente a través de sus superficies exteriores. El condensado vuelve a través de la bomba de alimentación. No es apropiado aquí el penacho de torre húmeda. Las bombas, ventiladores, generadores y transformadores reducen la electricidad neta. Las condiciones ambientales calientes afectan el rendimiento real de ACC, pero este modelo corrige la presión de condensación en lugar de predecir los efectos meteorológicos. [G1] [G6]
Balance de potencia actual
| Límite | Potencia |
|---|---|
| Insumo de LHV de combustible (ingreso total de planta) | 218.037 |
| Trabajos de turbina de gas antes de la deducción del compresor | 165.124 |
| Consumo de eje del compresor · deducido una vez | 94.750 |
| Trabajos de eje de red de trenes de gas | 70.374 |
| HRSG recupera calor · transferencia interna | 87.038 |
| Trabajos de eje de turbina de vapor | 28.829 |
| Electricidad bruta combinada | 97.219 |
| Trabajo de fluido de la bomba de alimentación | 0.286 |
| Consumo eléctrico de la bomba de alimentación | 0.301 |
| Otros accesorios eléctricos | 1.944 |
| Exportación de generadores de turbina de gas | 67.249 |
| Exportación de generadores de turbina de vapor | 27.249 |
| Total de exportaciones netas | 94.499 |
| Rechazo térmico de ACC | 58.495 |
| Apilar calor sensible por encima de la referencia ambiental | 56.990 |
| Presupuesto total de energía no exportada | 123.539 |
218.037 MWth fuel = 94.499 MWe net export + 123.539 Presupuesto no exportado de MW.
El presupuesto no exportado incluye calor sensible a pilas, calor condensador, adición de calor y derechos de HRSG, pérdidas de generador/motor/transformador y otros auxiliares. No es una cifra calculada de emisiones de gases de efecto invernadero. El calor recuperado es una transferencia interna, no combustible adicional o una segunda pérdida. El trabajo de la bomba añadido al agua ya está en el balance de calor de vapor.
Desglose presupuestario en MW: pila 56.990 + ACC 58.495 + combustion heat-addition allowance 2.180 + HRSG ambient allowance 1.455 + generator losses 1.984 + pump-motor loss 0.015 + other auxiliaries 1.944 + transformer losses 0.475 = 123.539Las prestaciones son ilustrativas, no se miden las pérdidas de equipo.
Estados de medición del mismo modelo
Air 250.000 kg/s + fuel 4.361 kg/s = exhaust 254.361 kg/s. El flujo de vapor/agua de alimentación es 28.338 kg/s. Saldo residual de planta entera no redondeado: 1.49e-8 W.
| Límite | p kPa | T °C | h kJ/kg |
|---|---|---|---|
| G1 · Aire de entrada ambiental | 101.325 | 15.000 | 0.000 |
| G2 · Salida del compresor | 1418.550 | 392.115 | 379.000 |
| G3 · Entrada de turbina | 1361.808 | 1076.850 | 1221.128 |
| G4 · Gas-turbina de escape | 101.325 | 512.352 | 571.955 |
| G5 · HRSG después de la reducción de calor | 101.325 | 507.378 | 566.235 |
| G6 · Salida de pila | 101.325 | 209.826 | 224.050 |
| Límite | p MPa | T °C | h kJ/kg | s kJ/(kg·K) | Quality x |
|---|---|---|---|---|---|
| S1 · Líquido condensador | 0.010 | 45.806 | 191.810 | 0.6492 | 0.0000 |
| S2 · Salida de la bomba de alimentación | 8.000 | Sin calcular | 201.900 | Sin calcular | No se requiere |
| S3 · Salida economica | 8.000 | 280.000 | 1236.000 | 3.0631 | No se requiere |
| S4 · Vapor principal sobrecalentado | 8.000 | 450.000 | 3273.300 | 6.5579 | No se requiere |
| S5 · Gasolina de turbina de vapor | 0.010 | 45.806 | 2255.988 | 7.1207 | 0.8629 |
| Vapor saturado de tambor | 8.000 | 295.008 | 2758.700 | Sin calcular | 1.0000 |
| Sección | Heat MW | Entrada de gas °C | Salida de gas °C |
|---|---|---|---|
| Sobrecalentador · extremo caliente | 14.583 | 507.378 | 457.525 |
| Evaporator + remaining liquid warming | 43.151 | 457.525 | 310.008 |
| Economizer · extremo frío | 29.305 | 310.008 | 209.826 |
Evaporator pinch 15.000 K; enfoque de ahorro de agua 15.008 K; enfoque de gas de extremo caliente a vapor principal 57.378 K. Limitación de flujo de vapor: pinch. Stack gas 209.826 °C. Estas diferencias positivas se comprueban, no valores animados independientes.
Detalles de ingeniería: cálculo de estado estacionario limitado
Temperature T está en kelvin (K), presión p en pascals (Pa), flujo másico â ¬ en kg/s, relación calor-capacidad γ sin dimensiones y cp calor específico en J/(kg·K). Velocidad de calor Qâ € y potencia P vatios de uso (W). Entalpía h es energía por masa, tabulada en kJ/kg y convertida en J/kg para la energía. Entropía s utiliza kJ/(kg·K); volumen específico v utiliza m3/kg. La eficiencia η es adimensional; Δ significa una diferencia. El VHL es menor valor de calentamiento, excluyendo la recuperación de energía de condensación de vapor de agua en productos de combustión. No se reporta una eficiencia de mayor valor de calentamiento (VHH).
T₂ = T₁[1 + ((p₂/p₁)^((γair−1)/γair) − 1)/ηC]
T₄ = T₃[1 − ηGT(1 − (p₄/p₃)^((γgas−1)/γgas))]
P_C = ṁair cₚ,air(T₂−T₁)
P_GT,net shaft = (ṁair+ṁfuel)cₚ,gas(T₃−T₄) − P_C
Los estados 1-4 son entrada ambiente, salida del compresor, salida del combustor y salida de la turbina de gas. C denota compresor, turbina de gas GT. Se aproximan el aire y el gas de combustión con calores específicos y efectivos constantes, no un cálculo de propiedad dependiente de la especie. La masa de combustible está incluida en el flujo de turbina/agotamiento. f = [cₚ,gas(T₃−T₁)−cₚ,air(T₂−T₁)]/[ηheat LHV−cₚ,gas(T₃−T₁)]. This is not a flame-temperature or emissions model. [G4]
Illustrative constants: ambient 288.15 K/101.325 kPa; cₚ,air=1005 and cₚ,gas=1150 J/(kg·K); γair=1.4, γgas=1.33; ηC=0.86, ηGT=0.88; combustor pressure retention 0.96 and heat-addition efficiency 0.99; fuel LHV 50 MJ/kg. Reference: 250 kg/s air, pressure ratio 14, T₃=1350 K. Reduced comparison: 175 kg/s, ratio 10, T₃=1250 K. No downstream exhaust pressure drop, compressor map, surge margin, variable guide-vane control or transient is calculated.
Q̇_SH = ṁsteam(h_main−h_g,8MPa)
Q̇_EV = ṁsteam(h_g,8MPa−h_EC)
Q̇_EC = ṁsteam(h_EC−h_feed)
Q̇_recovered = Q̇_SH + Q̇_EV + Q̇_EC
Gas pasa SH → EV → EC en este arreglo seleccionado. Agua de alimentación va EC → tambor/EV circulación → SH; gas caliente nunca entra en el bucle de agua. g vapor saturado, main vapor principal. Salida CE es 8 MPa/280 °C; 8 MPa saturación es 295.008 °C. El servicio EV incluye el calentamiento líquido restante antes de hervir, no solo el calor latente. La circulación del tambor es conceptual; no se muestra el flujo de recirculación interno inventado. [G5] [G7]
Cgas = ṁgas cₚ,gas
ṁsteam = min[Cgas(T_hot−120 °C)/(h_main−h_feed), Cgas(T_hot−T_sat−15 K)/(h_main−h_EC)]
Cgas is the gas-stream heat-capacity rate in W/K. T_hot follows a 1% exhaust-heat ambient allowance. Celsius temperature differences equal kelvin differences; all terms in each subtraction use the same reference. The two bounds enforce a 120 °C minimum stack temperature and 15 K minimum evaporator-outlet pinch. The EC water approach is 15.008 K. These are illustrative thermal constraints, not acid-dew-point, boiler surface-area or off-design safety checks. No supplementary firing, blowdown or steam pressure-drop model is included.
w_pump = v_f Δp / ηpump; h_feed = h_f,10kPa + w_pump
x_s = (s_main−s_f)/(s_g−s_f); h_s = h_f + x_s(h_g−h_f)
h_out = h_main − ηST(h_main−h_s)
Q̇_recovered + P_pump,fluid = P_ST,shaft + Q̇_ACC
Aquí f/g indicar líquido saturado/vapor a la presión indicada; x es fracción de masa de vapor, no fracción de volumen; subíndice s means isentropic (constant entropy). Main steam is 8 MPa/450 °C; condenser pressure is 10 kPa (0.010 MPa). The steam-turbine efficiency ηST=0.85, pump hydraulic efficiency 0.80 and motor efficiency 0.95 are invented example values. Pump outlet enthalpy is derived with an incompressible approximation; outlet temperature is not calculated. The condenser saturation temperature is 45.806 °C. [G3] [G5]
El escape calculado de la turbina es vapor húmedo: calidad de referencia 0.8629, o 13.71% líquido en masa. No hay recalentamiento aquí. Este es un resultado de aprendizaje, no un límite aceptable de la moistura de la hoja, punto de operación de turbina calificado o garantía del vendedor.
P_gross,total = 0.98(P_GT,net shaft + P_ST,shaft)
P_aux = 0.02 P_gross,total + P_pump,fluid/0.95
P_net = 0.995(P_gross,total − P_aux)
η_net,LHV = P_net / P_fuel,LHV
El 2% de la franquicia de otros auxiliares excluye tanto el compresor ya deducido como la bomba de alimentación calculada por separado. La eficiencia del generador 0.98 y la eficiencia del transformador 0.995 son ilustrativas, no garantías del vendedor. La bomba de alimentación se asigna a la rama ST; cada rama paga su propia asignación auxiliar del 2% y pérdida del transformador. No se realiza ninguna excitación, sincronización, potencia reactiva, protección o cálculo de red de CA.
n = 120 f_grid / p_poles = 120 × 50 / 2 = 3000 rpm; ω = 2πn/60; τ = P_shaft/ω
Aquí n es la velocidad de rotación física, f_grid grid frequency, p_poles polos totales (no pares de polos), [G2]
Ejemplo de referencia comprobado · no es una calificación de planta real
Combustible 218.037 MWth (LHV); consumo de compresor 94.750 MW de la turbina de gas 165.124 MW. Eje neto GT 70.374 MW; eje ST 28.829 MW; electricidad bruta 97.219 MWe; auxiliares 2.245 MWe. Total de exportaciones netas 94.499 MWe más presupuesto no exportado 123.539 MW equilibra la entrada de combustible antes de redondear. Los valores trabajados y el estado animado utilizan el mismo cálculo puro.
Corte mecánico y limitaciones
Las hileras de paletas de guía fijas giratorias, mientras que los rodamientos soportan un eje continuo dentro de un agujero. El trabajo de turbina gira su compresor y generador; el tren de vapor independiente tiene un acoplamiento separado. HRSG soporta bancos de tubos y tambor; paredes de tubos que contienen presión separan fluidos. El ACC tiene cabeceras superiores y tubos aletas con ventiladores abajo. Sectores de pared removidos, rutas comprimidas, recuentos simplificados de tubos/blades y interiores ampliados mejoran la visibilidad. No se reclaman estrés, vibración, crecimiento térmico, incendio/explosión, vaso de presión, aislamiento-claración o comprobación de cumplimiento de normas.
El ciclo simple es una comparación, no un modo reetiquetado
Una turbina de gas de ciclo abierto no tiene una planta de vapor de fondo. Todavía alimenta su compresor antes de exportar electricidad y rechaza su energía de escape restante. Este modelo no añade un bypass de escape sin modelar o pretende simular un cambio de ciclo simple. Lea la descripción del ciclo simple separado. La recuperación de calor del ciclo combinado aumenta la producción, pero añade vapor, refrigeración, tratamiento del agua y equipo de control; no elimina las emisiones de combustión. [G1]
Compruebe su comprensión
¿Deberían también restarse los compresores de los auxiliares eléctricos?
No. Ya se ha tomado de la turbina de gas antes de la conversión del generador. Retirándolo de nuevo se duplicaría el consumo.
¿El HRSG proporciona una segunda entrada de combustible?
No en este caso no prendido. Transfiere el calor de escape previamente contado a través de paredes de tubo al ciclo agua/estema. Algunos HRSGs reales usan fuego suplementario; eso no se modela aquí.
¿Están conectadas las turbinas de gas y vapor por un eje?
No. Esta planta multi-eje tiene dos trenes de turbina-generador independientes. El compresor comparte el eje de turbina de gas, no el eje de turbina de vapor.
Libros y fundaciones complementarias
Pasos reales seleccionados comprobados . Lección original, software y verificación de geometría; no independientemente ingeniería revisión de pares. Sólo los pasajes indicados fueron leídos, no todos los capítulos de cada libro.
- [G1] Kehlhofer, Rukes, Hannemann & Stirnimann. Centrales eléctricas de turbinas de gas y vapor de ciclo combinado, 3rd ed., PennWell, 2009, ISBN 9781593701680. Publisher record; lawful sample, printed pp. 1, 40, 61: principio de ciclo combinado, recuperación de calor no prendido y compensación directa de refrigeración por aire. Las definiciones anteriores en torno a la ecuación 4-8 y los capítulos completos de maquinaria/parte de carga no están disponibles en esta muestra; no se alega verificación completa de libros o adopción de su ejemplo histórico.
- [G2] Woodson & Melcher. Dinámica electromecánica, Parte I, Wiley, 1968. Lawful MIT Chapter 4, §4.1.8, ecuación 4.1.95, para la relación polo/velocidad síncrona.
- [G3] DOE. Termodinámica, transferencia de calor y flujo de fluidos, DOE-HDBK-1012/1-92, Vol. 1, 1992. Official teaching handbook, impreso en las páginas 79 a 82, 84, 90 a 91: balances de calor de turbina, bomba y corriente separada.
- [G4] NETL. Manual de turbina de gas. Boyce, Axial-Flow Compressors §2.0-1, primera página técnica; Brouwer, Hybrid Gas Turbine Fuel Cell Systems §1.4, impreso p. 143, relaciones genéricas compresor/turbina. Contexto híbrido, no el mapa de rendimiento de esta planta; sección PDFs individuales no indican una fecha de publicación.
Fuentes técnicas primarias complementarias
- [G5] Allan H. Harvey. Propiedades termodinámicas del agua, NISTIR 5078, 1998, IAPWS-95. Table 2, printed pp. 11/14; Table 3, printed pp. 52–53. Actual selected rows checked: 8 MPa/450 °C h=3273.3 kJ/kg, s=6.5579 kJ/(kg·K); 8 MPa/280 °C h=1236.0; saturated 8 MPa h_f=1317.3, h_g=2758.7; 10 kPa h_f=191.81, h_g=2583.9, s_f=0.64920, s_g=8.1488, v_f=0.00101027 m³/kg. Rounded endpoints are subtracted consistently; no full property solver is implemented.
- [G6] Turner, Pidaparti & Grol. Desarrollo avanzado de la tecnología relacionada con el agua, DOE/NETL-2021/2755, 2021. §2.2.4, printed p. 28 se comprueban las cabeceras de vapor ápice, tubos aletas, ventiladores y recogida de condensados.
- [G7] Proyectos Esteem. Centro de Aprendizaje HRSG, sin fecha. Section arrangement; single-pressure heat balance, pinch and water approach. Pasajes técnicos reales comprobados; la secuencia seleccionada no es universal. No hay valores de diseño del proveedor o ilustraciones de origen copiadas.
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Dentro de la ingeniería
Siga la maquinaria, los fluidos de trabajo y la conexión eléctrica.
Mecánica
El tren de turbina de gas forma un compresor axial, un combustor y una turbina de expansión. La turbina acciona tanto su compresor como su generador. Una turbina de vapor separada utiliza calor de escape recuperado, con un condensador refrigerado por aire que devuelve agua al circuito de agua de alimentación.
Termal y químico
Fuel burns in compressed air. The gas turbine follows the Brayton-cycle principle; the heat-recovery steam circuit follows the Rankine-cycle principle. Exhaust gas and steam exchange heat across tube walls without mixing. Combustion produces CO₂ and can form nitrogen oxides.
Electricidad
Cada generador de dos polos, 50 Hz tiene su propio eje, conmutadores y transformadores de paso. Las velocidades físicas de caso positivo son 3000 rpm, desaceleradas por separado para la visualización. El trabajo del compresor se deduce una vez antes de la generación GT; las exportaciones netas también restan pérdidas de generador, auxiliares eléctricos y pérdidas de transformadores.
Principales tipos y variaciones
El modelo muestra una planta de ciclo combinado con generadores de turbinas de gas y vapor separados. Estas alternativas describen maquinaria y uso de calor, no diferentes nombres para el combustible. Un motor de gas, una turbina de gas y una instalación de CHP pueden consumir gas natural; combustibles alternativos aprobados dependen del equipo.
Turbina de gas de ciclo abierto
También llamado ciclo simple, este arreglo genera electricidad desde el eje de turbina de gas sin una turbina de vapor de fondo. El aire entra, quema de combustible y las hojas de escape después de la expansión. La turbina todavía impulsa su compresor así como su generador, y gran parte de la energía no utilizada deja como calor de escape.
¿Qué cambios en la práctica?
La eliminación de la instalación de vapor simplifica la instalación. Comparada con la adición de recuperación de calor para la generación de energía, más energía de combustible permanece sin usar en el escape.
Turbina de gas de ciclo combinado
Un generador de vapor de recuperación térmica captura energía de escape de turbina de gas para una turbina de vapor. Los dos ciclos comparten una fuente de energía mientras mantienen separados sus fluidos de trabajo. Las plantas pueden colocar las turbinas en un eje común del generador o utilizar generadores separados; el modelo ilustra este último arreglo.
¿Qué cambios en la práctica?
Obtiene electricidad adicional a partir del calor que de otro modo sería descartado. Más equipos, tratamiento de agua y controles de sistema de vapor acompañan que ganan en eficiencia eléctrica.
Motor de gas alternativo
El combustible quema dentro de los cilindros, empujando los pistones conectados a un cigüeñal y generador. Muchos motores de gas natural utilizan encendido por chispa; otros diseños utilizan una pequeña carga piloto de combustible. Una estación puede operar varios equipos de motores-generadores, unidades de arranque o parada a medida que cambia la producción eléctrica requerida.
¿Qué cambios en la práctica?
Las unidades modulares pueden seguir la demanda cambiante mientras mantienen los motores funcionando cargados útilmente. El calor de escape y de refrigeración del motor también pueden servir a un cliente cercano de calor.
Gas combinado calor y energía
Una turbina o motor produce electricidad mientras que los intercambiadores de calor recuperan energía para vapor, agua caliente o un proceso industrial. CHP describe este útil suministro de calor, en lugar de un motor en particular. El calor recuperado debe llegar a un consumidor real en lugar de simplemente ser rechazado en el entorno.
¿Qué cambios en la práctica?
La producción útil incluye tanto calor como electricidad. El rendimiento depende de que la planta se ajuste a la demanda de calor del cliente, así como a sus necesidades eléctricas.
Vale la pena saber
- Las plantas de ciclo combinado se encuentran entre las plantas de combustibles fósiles más eficientes.
- Las turbinas de gas de ciclo abierto no funcionan en la fase de vapor: son menos eficientes, pero empiezan rápidamente para obtener la máxima demanda.
- El gas que quema emite dióxido de carbono; las fugas de metano en aguas arriba aumentan su impacto climático.
Ver ejemplos reales
El atlas incluye 4.090 registros de gas en todo el mundo.
Mostrar en el mapaRespuestas relacionadas
Referencias de libros de texto
Los antecedentes técnicos sugeridos para este tema. Estos libros son lectura adicional, no prueba de que cada explicación fue verificada en cada edición. bibliografía completa y ámbito de aplicación del examen.
- Combined-Cycle Gas & Steam Turbine Power PlantsTurbinas de gas, generadores de vapor de recuperación de calor y rendimiento de ciclo combinado.
- Thermodynamics: An Engineering ApproachBrayton y la termodinámica combinada del ciclo Brayton-Rankine.
Fuentes
- EIA: Use of natural gas ↗
- US DOE: Gas turbines and combined-cycle heat recovery ↗
- Kehlhofer et al.: checked publisher sample ↗
- EIA: How electricity is generated ↗
Los cortes revelan el equipo cerrado. Los diseños, dimensiones, materiales y velocidades de animación son ilustrativos; este es un modelo educativo, Su balance energético de caja fija no es una combustión de tiempo, sistema de vapor o simulación de seguridad.