UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA
FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA
ESCUELA PROFESIONAL DE INGENIERÍA MECÁNICA
MONOGRAFÍA N°1
CURSO Y SECCIÓN
Fuerza Motriz Térmica “A”
PROFESOR
Ing. Aguilar Vizcarra Duilio Leoncio
INTEGRANTES
SOTELO CAMONES, BILCLINTON
20162552C
SOLLER SANCHEZ, JHEISON HAROLD BRYAN
20162584B
ROJAS TAMARA, JEFFERSON DANIEL
20161207K
RODRÍGUEZ MEZA, GONZALO ANDRE
20161118H
MALDONADO ROMÁN, JESÚS ALDHAIR
20162559H
Decimo ciclo
Abril, 2021
Índice
Titulo ................................................................................................................................ 1
Resumen .......................................................................................................................... 1
Objetivos .......................................................................................................................... 2
Objetivo general: ........................................................................................................... 2
Objetivos específicos: .................................................................................................... 2
Impacto Ambiental .......................................................................................................... 3
Medioambiente .............................................................................................................. 3
Contaminantes atmosféricos: SO2, NOX y partículas ................................................... 3
Gases de efecto invernadero, CO2 ............................................................................... 4
Consumo de agua ......................................................................................................... 4
Subproductos sólidos .................................................................................................... 4
Análisis .......................................................................................................................... 7
Estudio de Riesgos ......................................................................................................... 7
Generalidades ............................................................................................................... 7
Factores De Riesgo En Una Central Térmica ............................................................... 9
Identificación De Los Peligros Y Riesgos Generales En La Central Térmica ............. 11
Metodología Para La Identificación, Evaluación Y Control .......................................... 12
Probabilidad ................................................................................................................. 13
Consecuencias (Severidad de los peligros) ................................................................ 14
Estimación del riesgo .................................................................................................. 14
Descripción de Componentes Para Utilizar ................................................................ 16
Turbina de gas ............................................................................................................. 16
Generador de vapor por recuperación de calor (HRSG) ............................................. 16
Turbina de vapor ......................................................................................................... 17
Condensador ............................................................................................................... 18
Torre de enfriamiento .................................................................................................. 19
Bomba de agua ........................................................................................................... 20
Cálculos Térmicos ........................................................................................................ 21
Datos de entrada: ........................................................................................................ 22
Análisis del Ciclo Brayton ............................................................................................ 23
Calculo de estados en la turbina de gas .................................................................. 26
Calculo de Potencias y eficiencia de la turbina de gas ............................................ 28
Análisis del Ciclo Rankine ........................................................................................... 29
Potencia de la Turbina de vapor .............................................................................. 32
Potencia de la bomba .............................................................................................. 33
𝑾𝑾𝑾𝑾 = 𝒎𝒎𝒎𝒎 ∙ (𝒉𝒉𝒂𝒂 − 𝒉𝒉𝒉𝒉) ∙ 𝜼𝜼𝜼𝜼 → 𝑾𝑾𝑾𝑾 = 𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐. 𝟔𝟔 𝒌𝒌𝒌𝒌 ........................................................ 33
Eficiencia del ciclo Rankine ..................................................................................... 33
Eficiencia del Ciclo combinado ................................................................................ 33
Innovación Tecnológica ............................................................................................... 34
Química de la gasificación ........................................................................................... 35
Balance energético de la gasificación ......................................................................... 36
Tecnologías de gasificación ........................................................................................ 37
Selección y justificación de componentes ................................................................. 40
Conclusiones ................................................................................................................. 54
Bibliografía .................................................................................................................... 55
1
Titulo
“Generación De Una Planta De Ciclo Combinado con cogeneración de 80 MW utilizando como
Combustible Alternativo al carbón gasificado”
Resumen
El proyecto presentado consiste en diseñar y calcular parámetros que son la base de la
instalación de una planta termoeléctrica de ciclo combinado con cogeneración utilizando el
carbón gasificado. El trabajo contiene los cálculos realizados para la elección adecuada de los
equipos para la implementación de la planta que servirá para la transformación de energía
térmica a partir del combustible carbón gasificado a energía eléctrica. Con la finalidad de
abastecer una demanda de 25 años de energía eléctrica del departamento de lima con un clima
subtropical, fresco, desértico y húmedo a la vez, al mismo tiempo utilizar parte de los vapores
generados para el aprovechamiento del sector industrial.
El proyecto incluye una estructura descriptiva y de cálculos, los cuales son punto clave para el
desarrollo del proyecto que se está investigando.
La planta termoeléctrica tendrá una capacidad de 80 MW y el diseño estará basado en el uso de
normas técnicas que respaldaran el trabajo y los datos referenciales para los valores optados en
los cálculos.
2
Objetivos
Objetivo general:
 Desarrollar ingeniería básica, describiendo los procedimientos de cálculo para la
instalación de una planta térmica de ciclo combinado con cogeneración de carbón
gasificado que entregue 80MW.
 Lograr una mejor percepción de los componentes de una planta de generación
con respecto a la realidad.
Objetivos específicos:
 Describir los componentes principales de la planta térmica de ciclo combinado
con cogeneración de carbón gasificado 80MW.
 Realizar los cálculos y la selección de los componentes mecánicos para que
funcione la planta térmica de ciclo combinado con cogeneración.
 Establecer las consideraciones necesarias para las instalaciones del sistema,
con respecto a catálogo.
3
Impacto Ambiental
Medioambiente
Los valores de elevada eficiencia y disponibilidad de combustibles de la tecnología GICC
llevan aparejados de forma indirecta importantes beneficios medioambientales: baja emisión de
CO2 y otros contaminantes, por kWh producido, menor consumo de recursos y posibilidades de
emplear energías renovables mediante gasificación.
A diferencia de las centrales térmicas clásicas, en las plantas GICC se trata un caudal de
gas reducido y a presión, lo cual permite mayor efectividad en el proceso de limpieza. De esta
forma en una central GICC, además de presentar un buen comportamiento en cuanto a emisión
de contaminantes atmosféricos regulados (SO2, NOX, partículas), se puede hablar de un impacto
contaminante global muy limitado: los residuos sólidos son subproductos comerciales, tiene un
bajo consumo relativo de agua, y emite menores cantidades de CO2, mercurio y metales pesados
que otros procesos basados en carbón.
Contaminantes atmosféricos: SO2, NOX y partículas
Las emisiones de SO2 y NOX, gases relacionados con la lluvia ácida, son comparables
o inferiores a las obtenidas en un ciclo combinado con gas natural (CCGN). El azufre, presente
en el gas de síntesis como H2S, es recuperado en más del 99 %, transformándose en ácido
sulfúrico o azufre sólido puro para su venta.
Debido a la atmósfera reductora en que se desarrolla el proceso de gasificación, el gas
de síntesis no contiene NOX, sino amoniaco (NH3) en baja proporción, que se elimina en el
proceso de lavado. En la turbina de gas, además de quemadores de bajo NOX, se utilizan
sistemas adicionales como la saturación del gas o la mezcla con nitrógeno, para limitar la
temperatura de llama y prevenir la formación de NOX térmico.
4
En cuanto a las partículas sólidas, éstas se extraen del gas de síntesis mediante filtros
y/o lavado con agua antes de la combustión del gas, por lo que sus emisiones son irrelevantes.
Gases de efecto invernadero, CO2
Sustituir grupos de carbón por modernas unidades GICC permitiría disminuir sus
emisiones de CO2 hasta en un 20%, contribuyendo a alcanzar los objetivos de reducción mundial
de emisiones de CO2. Adicionalmente, mediante la reacción agua-gas CO + H2O →CO2 + H2,
se puede incrementar la producción de hidrógeno, y capturar el CO2 de forma directa, utilizando
procesos comerciales y habituales en la industria de síntesis química. La captura del CO2 del
gas a presión, en el proceso GICC, resultaría mucho más económica que su extracción de los
gases de combustión de plantas convencionales de carbón pulverizado, o ciclos combinados de
gas natural
Consumo de agua
Debido a que únicamente el ciclo de vapor requiere refrigeración, el consumo específico
de agua para la operación de una planta GICC es aproximadamente la mitad que el de una planta
convencional con sistema de lavado de gases.
Otros contaminantes: cloro, mercurio, metales pesados
Los compuestos de cloro se extraen del gas mediante lavado con agua, obteniéndose
como sales posteriormente en el tratamiento del agua residual. Las emisiones de metales
pesados se reducen drásticamente respecto a otros procesos, puesto que en un GICC estos
elementos se capturan prácticamente en su totalidad en la escoria, que es un sólido inerte
vitrificado, no lixiviable.
Subproductos sólidos
Las centrales térmicas de combustión (PC, AFBC) producen residuos sólidos (escoria,
ceniza volante, pasta de yeso de las unidades de desulfuración FGD) que no pueden calificarse
(excepto la ceniza volante) como subproductos de valor comercial, suponiendo un perjuicio
5
económico y ambiental. En GICC, por el contrario, se obtienen subproductos comerciales: El
azufre se recupera puro en estado elemental o como ácido sulfúrico, ambos productos con
mercado.
Por las condiciones reductoras en que se produce la gasificación, los residuos sólidos
(escoria principalmente) se obtienen bajo una matriz vítrea (no soluble), pudiéndose valorizar
como subproductos útiles con múltiples aplicaciones: fabricación de materiales cerámicos,
producción de fibra de vidrio, relleno para carreteras o fabricación de materiales de construcción
como cementos, tejas o ladrillos
A continuación, se presenta la matriz de Leopold para el análisis del impacto ambiental en la
siguiente página.
6
7
Análisis
Se puede observar que los resultados según la matriz de Leopold en base a los factores
ambientales y acciones selecciones con relación al trabajo desarrollado no son favorables (-52)
para el lugar o espacio donde se ejecutará la implementación de la planta termoeléctrica de ciclo
combinado.
Estudio de Riesgos
Generalidades
La interacción negativa de los actores participantes en la actividad de la planta se sintetiza
en un escenario matricial, en el que se analizan inicialmente y de forma esquemática los riesgos,
para su posterior estudio detenido y decisión ajustada del tratamiento preventivo y financiero que
les corresponde.
El primer grupo de los actores de los riesgos está representado por el conjunto de peligros (fuentes
de daño), que pueden ocurrir y que será necesario identificar en el escenario particular en que se
realice el análisis. A los efectos de la construcción de la matriz de análisis de riesgos, se establece
la siguiente clasificación básica de peligros:
-Naturales
-Antropogénicos
El segundo grupo de actores está formado por los activos que intervienen en la vida de la planta
y que pueden verse afectados por los agentes agresivos liberados por los peligros y que,
igualmente, será necesario inventariar en cada caso particular, para lo que se dispone la
clasificación básica que sigue:
-Activos propios: Personal, Materiales e Inmateriales.
8
-Activos De terceros
Su interacción se produce en una dimensión temporal (Tiempo) y espacial (Escenario)
determinadas por unas condiciones físicas definidas por el país, la situación geográfica, la
actividad realizada, la distribución general de espacios, así como otras características que
permitan un mejor conocimiento, al igual que los aspectos influyentes de los marcos social, legal
y económico. En síntesis, de forma esquemática, que en un estudio real requerirá una
metodología y desarrollo detallado, se construye la matriz general de riesgos siguiente.
En esta matriz de análisis se modeliza la liberación de los agentes agresivos de cada peligro
identificado y los daños posibles sobre cada uno de los activos inventariados, lo que se concreta,
fundamentalmente, en la evaluación estadísticas de los riesgos –probabilidad de ocurrencia y
gravedad de los daños-, Esta evaluación, así como otras valoraciones de carácter prospectivo,
a futuro, proporcionan un conocimiento suficiente para decidir las actuaciones de seguridad
correspondientes con la importancia de los riesgos. En base al modelo matricial, las medidas de
seguridad se aplicarán de forma preventiva sobre los actores identificados medidas individuales
y específicas sobre peligros y activos concretos- y el escenario en su globalidad –medidas
colectivas, genéricas- y de forma correctiva sobre los efectos dañinos ocasionados en los activos
–medidas individuales y colectivas de asistencia y rehabilitación. - en las fases de emergencia y
9
contingencia.
Tipos de riesgos
En la práctica, los riesgos más importantes que amenazan a la planta se agrupan en las
siguientes áreas, teniendo en consideración los grupos de activos anteriores:
-Riesgos laborales
-Riesgos patrimoniales: Intrusión e Incendios
-Riesgos Medioambientales
Diagrama de espina de riesgos.
Factores De Riesgo En Una Central Térmica
Para la identificación de los peligros y riesgos en una Central Térmica aplicando el método
de espina y tomando en cuenta el ambiente y los recursos humanos y materiales que intervienen
10
en los procesos de transformación de energía química en energía eléctrica, se han considerado
los siguientes aspectos dentro de cada uno de los factores mencionados.
Agentes materiales
-
Sistema de suministro y almacenamiento de combustible
-
Calderas
-
Turbinas a vapor
-
Grupo Electrógeno
-
Generadores eléctricos y transformadores
-
Sistema de Enfriamiento
-
Otros sistemas auxiliares
Entorno ambiental
-
Condiciones geológicas
-
Clima
-
Sismos
-
Tsunamis
Personal
-
Conocimiento
-
Aptitudes
-
Actitudes
-
Salud
Actos de terceros
-
Atentados
-
Intrusión
-
Robos.
11
Identificación De Los Peligros Y Riesgos Generales En La Central Térmica
Considerando la metodología planteada anteriormente, así como los diferentes factores
de riesgo que han sido mencionados; se han identificado los peligros y riesgos que podrían
suscitarse en una Central Térmica.
Los riesgos laborales están asociados tanto a la actividad que se desarrolla como a la
instalación donde dicha actividad se efectúa. Se han tenido en cuenta estos dos tipos de riesgos
para elaborar el listado de riesgos tipos. Por otro lado, los riesgos que pueden impactar sobre las
instalaciones, el personal de la planta, así como de terceros y el entorno consideran también los
riesgos asociados a los actos de terceros y los de origen natural. Para obtener una mejor
12
identificación de los peligros y riesgos en una Central Térmica, a continuación, se mencionan los
principales eventos que se han producido a lo largo de los años en diferentes centrales térmicas.
Metodología Para La Identificación, Evaluación Y Control
Para el diseño de esta metodología se ha tomado en cuenta el criterio de evaluación
general, aplicados a los temas de seguridad, salud y medio ambiente que han servido de
13
referencia. Este criterio de evaluación considera la probabilidad de que se materialice el riesgo y
las consecuencias derivadas si se materializa el riesgo.
Para a continuación aplicar la siguiente tabla de valoración de riesgos:
El criterio de valoración de la probabilidad y sus consecuencias en la evaluación general
de riesgos que se propone está basado en los riesgos por amenaza natural que podrían
presentarse de acuerdo con la evaluación efectuada; así como los riesgos de origen
antropogénico que han sido desarrollados. También se ha tomado el diagnóstico de la
infraestructura y su entorno desarrollado; así como la experiencia de los especialistas que
participaron en la elaboración de este estudio.
Probabilidad
BAJA: Cuando es inusual o imposible; es decir que no es probable o es muy poco probable que
ocurra durante la vida útil de la central, para el caso de riesgos naturales y para el caso de riesgos
antropogénicos cuando ocurre una vez al año.
14
MEDIA: Cuando es ocasional; es decir cuando es probable que ocurra ocasionalmente (p.e. una
vez cada 5 años a 10 años) durante la vida útil de la central para el caso de riesgos naturales y
cuando ocurre una vez al mes para los riesgos antropogénicos.
ALTA: Cuando es común; es decir cuando es muy probable que ocurra con frecuencia (p.e. 1
vez por semana).
Consecuencias (Severidad de los peligros)
LIGERAMENTE DAÑINOS: Cuando el daño es marginal que puede resultar en una lesión leve
por corto tiempo o una interrupción que se puede controlar rápidamente con medidas correctivas.
También en esta categoría se incluye los daños que apenas son perceptibles que no resulta en
lesiones personales o el daño es insignificante a la propiedad que implica montos menores a
US$ 0,01 millones de dólares.
DAÑINO: Cuando implica daños de cierta seriedad. Resulta de lesiones personales que no se
recupera o daños al sistema o requiere de una medida correctiva inmediata para la supervivencia
del personal o del equipo que signifiquen montos del orden de US$ 0,010 a US$ 0,10 millones
de dólares.
EXTREMADAMENTE DAÑINO: Cuando implica un desastre. Resulta en fatalidades o lesiones
de gravedad o pérdida del sistema con implicaciones de gravedad para la organización, que en
términos económicos implica pérdidas del orden de US$ 0,10 a 1,0 millón de dólares o más.
Estimación del riesgo
Para la estimación del riesgo se ha considerado la siguiente tabla de estimación del
riesgo.
15
16
Descripción de Componentes Para Utilizar
Turbina de gas
Una turbina de gas simple es una maquina térmica que está compuesta de tres secciones
principales: un compresor, un quemador y una turbina de potencia. Las turbinas de gas operan
en base en el principio del ciclo Brayton, en donde aire comprimido es mezclado con combustible
y quemado bajo condiciones de presión constante.
El gas caliente producido por la combustión se le permite expandirse a través de la turbina
y hacerla girar para llevar a cabo trabajo. En una turbina de gas con una eficiencia del 33%,
aproximadamente 2/3 del trabajo producido se usa comprimiendo el aire. El otro 1/3 está
disponible para generar electricidad, impulsar un dispositivo mecánico, etc.
Generador de vapor por recuperación de calor (HRSG)
Son usados ampliamente en cogeneración o en plantas de ciclo combinado para
recuperar la energía contenida en los productos de combustión de las turbinas de gas. Por lo
general los generadores de vapor por recuperación de calor son añadidos para aprovechar el
gran contenido de energía de los gases de escape para generar vapor de proceso a baja presión
17
(en plantas de cogeneración) o vapor sobrecalentado a alta presión y temperatura para uso en
turbinas de vapor (en plantas de ciclo combinado).
El generador de vapor por recuperación de calor es el equipo más importante y
responsable del éxito de las centrales eléctricas de ciclo combinado. En este se hacen todas las
mejoras posibles con el fin de obtener la utilización máxima de los productos de combustión
desechados por la turbina de gas.
Turbina de vapor
Es una turbomáquina motora, que transforma la energía de un flujo de vapor en energía
mecánica a través de un intercambio de cantidad de movimiento entre el fluido de trabajo (vapor)
y el rodete, órgano principal de la turbina, que cuenta con palas o alabes los cuales tienen una
forma particular para poder realizar el intercambio energético. La turbina de vapor está presente
en diversos ciclos de potencia que utilizan un fluido que puede cambiar de fase, entre estos el
18
más importante es el ciclo Rankine el cual genera vapor en una caldera, de la cual sale en unas
condiciones de elevada temperatura y presión.
Condensador
En este equipo el calor es cedido por el vapor húmedo cuando se condensa a liquido
saturado, físicamente, el vapor pasa sobre la parte exterior de los tubos de un intercambiador de
tubos y envolvente, mientras el agua circula por aquellos. Lo anterior explica una disminución
sustancial en la eficiencia del ciclo, pues la entalpia del vapor se transfiere al agua de
enfriamiento. Una parte importante de la energía que se suministró en el generador de vapor
para convertir el agua líquida en vapor ha salido así del sistema.
19
Torre de enfriamiento
Es un equipo que basa su funcionamiento en el principio de enfriamiento evaporativo, que
se aplica en la industria desde hace más de 100 años, el enfriamiento evaporativo es un proceso
natural que utiliza el agua como refrigerante y se aplica para transmitir a la atmosfera el calor
excedente de diferentes procesos y maquinas térmicas. Los equipos de enfriamiento evaporativo
como las torres de enfriamiento incorporan: una superficie de intercambio de calor y masa
humedecida mediante un dispositivo de distribución de agua, un sistema de ventilación (natural
o forzada) encargado de favorecer y, en su caso, forzar el paso de aire ambiente a través del
relleno de intercambio de calor y masa, y diferentes componentes auxiliares tales como una balsa
colectora de agua, bomba de recirculación, separadores de gotas e instrumentos de control.
20
Bomba de agua
Es la máquina que transforma energía, aplicándola para mover el agua, este movimiento
normalmente es ascendente. Las bombas pueden ser de dos tipos “volumétricas” y
“turbobombas”. Todas con un orificio de entrada (aspiración) y otro de salida (impulsión).
21
Cálculos Térmicos
Se muestra el esquema de un ciclo combinado Brayton-Rankine con cogeneración mediante
una caldera generadora de vapor (HRSG), esto servirá de referencia para los cálculos.
22
Diagrama T vs S del ciclo combinado
Datos de entrada:
a) Requerimientos de la Planta
•
Presión de vapor: 60 bar (sobrecalentado)
•
Potencia requerida: 80 MW
b) Condiciones ambientales estándar
•
Temperatura: 15 °C
•
Presión atmosférica: 101.3 kPa
•
Densidad del aire: 1.133 kg/m3
•
Cp = 1.005 kJ/(kg-K)
1
De acuerdo con la norma ISO 18888-2017 nos define las condiciones de aire estándar para la
prueba de rendimiento de una turbina de gas, esto, cuando no se tenga los datos de la ubicación de
instalación de la turbina de gas.
1
23
c) Composición molar del carbón gasificado (syngas) 2
•
Hidrogeno (H2): 47 %
•
Monóxido de carbono (CO): 15 %
•
Dióxido de carbono (CO2): 26 %
•
Metano (CH4): 12 %
•
Poder Calorífico Inferior (PC): 25719 kJ/kg
Análisis del Ciclo Brayton
Potencia nominal de la turbina de gas
De acuerdo con la especificación del ingeniero, se puede calcular la potencia efectiva
de la turbina de gas.
𝑊𝑊𝑔𝑔𝑔𝑔𝑔𝑔1 =
2
∙ 𝑊𝑊𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡
3
𝑊𝑊𝑔𝑔𝑔𝑔𝑔𝑔1 = 𝟓𝟓𝟓𝟓. 𝟑𝟑𝟑𝟑 [𝑴𝑴𝑴𝑴]
Con este valor, buscamos una turbina de gas que cumpla aproximadamente con este
requerimiento de potencia, encontrándose la turbina SGT 800 SIEMMENS, cuyos parámetros
se mostraran a continuación:
De la ficha técnica de la turbina de gas podemos rescatar la siguiente información:
•
Potencia efectiva (PE): 57 MW
•
Eficiencia bruta (ηb): 40.1 %
Obtenida del articulo: “Stationary gas turbines and primary energies: A review of fuel influence
on energy and combustion performance” – Michel Moliere
2
24
•
Relación de compresión (π): 22
•
Flujo de masa de escape(me): 136.6 kg/s
•
Temperatura del gas de escape (T4): 563 °C
Ahora hacemos el balance estequiométrico del combustible con aire atmosférico
12 ∙ 𝐶𝐶𝐻𝐻4 + 15 ∙ 𝐶𝐶𝐶𝐶 + 26 ∙ 𝐶𝐶𝑂𝑂2 + 47 ∙ 𝐻𝐻2 + 𝒃𝒃 ∙ (𝑂𝑂2 + 3.76 ∙ 𝑁𝑁2 ) → 𝒎𝒎 ∙ 𝐶𝐶𝐶𝐶2 + 𝒏𝒏 ∙ 𝐻𝐻2 𝑂𝑂 + 𝒑𝒑 ∙ 𝑁𝑁2
Balanceando la ecuación:
Para el C: 𝑚𝑚 = 53
Para el H: 𝑛𝑛 = 71
Para el O: 𝑏𝑏 = 55
Para el N: 𝑝𝑝 = 206.8
Entonces la ecuación balanceada será la siguiente:
12 ∙ 𝐶𝐶𝐻𝐻4 + 15 ∙ 𝐶𝐶𝐶𝐶 + 26 ∙ 𝐶𝐶𝑂𝑂2 + 47 ∙ 𝐻𝐻2 + 𝟓𝟓𝟓𝟓 ∙ (𝑂𝑂2 + 3.76 ∙ 𝑁𝑁2 ) → 𝟓𝟓𝟓𝟓 ∙ 𝐶𝐶𝐶𝐶2 + 𝟕𝟕𝟕𝟕 ∙ 𝐻𝐻2 𝑂𝑂 + 𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐. 𝟖𝟖 ∙ 𝑁𝑁2
Entonces la relación aire combustible será la siguiente:
𝑟𝑟𝑎𝑎/𝑐𝑐 =
55 ∙ (16 ∙ 2 + 3.76 ∙ 2 ∙ 14)
12 ∙ (12 + 4) + 15 ∙ (12 + 16) + 26 ∙ (12 + 32) + 47 ∙ 2
𝑟𝑟𝑎𝑎/𝑐𝑐 = 𝟒𝟒. 𝟎𝟎𝟎𝟎𝟎𝟎𝟎𝟎
𝒌𝒌𝒌𝒌−𝒂𝒂
𝒌𝒌𝒌𝒌−𝒄𝒄
Combustión Real con exceso de aire de 500% del teórico
12∙CH4+15∙CO+26∙CO2+47∙H2+5*55∙(O2+3.76∙N2)→53∙CO2+71∙H2O+1034∙N2+220∙O2
25
Relación aire-combustible real:
𝑟𝑟𝑎𝑎𝑎𝑎/𝑐𝑐𝑐𝑐 = 𝑟𝑟𝑎𝑎/𝑐𝑐 ∗
𝑒𝑒
𝟓𝟓𝟓𝟓𝟓𝟓
= 𝟒𝟒. 𝟎𝟎𝟎𝟎𝟎𝟎𝟎𝟎 ∗
= 𝟐𝟐𝟐𝟐. 𝟒𝟒𝟒𝟒𝟒𝟒𝟒𝟒
100
𝟏𝟏𝟏𝟏𝟏𝟏
Calor especifico a presión constante de los productos de la combustión
𝐶𝐶𝑝𝑝𝑝𝑝 =
53
71
413.6
55
∗ (0.8418) +
∗ (1.8723) +
∗ (1.0416) +
∗ (0.9216)
592.6
592.6
592.6
592.6
𝐶𝐶𝑝𝑝𝑝𝑝 = 1.11212
𝑘𝑘𝑘𝑘
𝑘𝑘𝑘𝑘 − 𝑘𝑘
Entonces empezamos con los cálculos de las propiedades en cada estado de la turbina
de gas:
Consideraciones de la turbina de gas:
•
ηic = 88 %
•
ηit = 85 %
•
ηcc = 92 %
•
ηm = 92 %
26
El siguiente esquema muestra la numeración de las etapas del aire, combustible y gases
de combustión, que servirá de referencia para los cálculos en la turbina de gas.
gasified coal
c
3
C.C
2
G
4
1
standard air
Calculo de estados en la turbina de gas
Estado 1
•
•
•
𝑇𝑇1 = 𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐 𝑲𝑲 [𝟏𝟏𝟏𝟏 °𝑪𝑪]
𝑃𝑃1 = 𝟏𝟏 𝒃𝒃𝒃𝒃𝒃𝒃
ℎ1 = 𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐. 𝟒𝟒 𝒌𝒌𝒌𝒌/𝒌𝒌𝒌𝒌
Proceso 1-2 (Compresor)
𝑃𝑃2 = 𝑃𝑃1 ∙ 𝜋𝜋 = 1 ∙ 22 = 22 𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏
𝑇𝑇2𝑖𝑖 = 𝑇𝑇1 ∙ (𝜋𝜋)
𝑘𝑘−1
𝑘𝑘
0.4
= 288.2 ∙ 221.4 = 697.2 𝐾𝐾
ℎ2𝑖𝑖 = 710.5 𝑘𝑘𝑘𝑘/𝑘𝑘𝑘𝑘
𝑛𝑛𝑖𝑖𝑖𝑖 =
ℎ2𝑖𝑖 − ℎ1
→ ℎ2 = 770 𝑘𝑘𝑘𝑘/𝑘𝑘𝑘𝑘
ℎ2 − ℎ1
𝑇𝑇2 |ℎ2=770 𝑘𝑘𝑘𝑘/𝑘𝑘𝑘𝑘 = 752.2 𝐾𝐾
27
Estado 2
•
•
•
𝑻𝑻𝟐𝟐 = 𝟕𝟕𝟕𝟕𝟕𝟕. 𝟐𝟐 𝑲𝑲 [𝟒𝟒𝟒𝟒𝟒𝟒. 𝟏𝟏 °𝑪𝑪]
𝑷𝑷𝟐𝟐 = 𝟐𝟐𝟐𝟐 𝒃𝒃𝒃𝒃𝒃𝒃
𝒉𝒉𝟐𝟐 = 𝟕𝟕𝟕𝟕𝟕𝟕 𝒌𝒌𝒌𝒌/𝒌𝒌𝒌𝒌
Proceso 2-3 (Cámara de Combustión)
El exceso de aire en la cámara de combustión de una turbina de gas se encuentra en el
rango de [300 – 500] % por lo que por medio de una optimización en la búsqueda de la potencia
requerida por la turbina de gas se tiene que el exceso de aire sea del 500%.
Con dicho exceso de aire podemos calcular la relación aire combustible de la cámara de
combustión.
𝑟𝑟𝑎𝑎/𝑐𝑐 ∗ = 5 ∙ 𝑟𝑟𝑎𝑎/𝑐𝑐 → 𝑟𝑟𝑎𝑎/𝑐𝑐 ∗ = 20.41
𝑘𝑘𝑘𝑘 − 𝑎𝑎
𝑘𝑘𝑘𝑘 − 𝑐𝑐
Entonces calculando los flujos de masa de aire y de combustible respectivamente:
𝑚𝑚̇𝑎𝑎 = 𝑚𝑚̇𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡 ∙ (
𝑟𝑟𝑎𝑎/𝑐𝑐 ∗
20.41
) = 136.6 ∙ (
) = 130.219 𝑘𝑘𝑘𝑘/𝑠𝑠
1 + 𝑟𝑟𝑎𝑎/𝑐𝑐 ∗
1 + 20.41
𝑚𝑚̇𝑐𝑐 = 𝑚𝑚̇𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡 − 𝑚𝑚̇𝑎𝑎 = 6.381 𝑘𝑘𝑘𝑘/𝑠𝑠
Entonces por conservación de la energía en la cámara de combustión
𝑚𝑚̇𝑎𝑎 ∙ ℎ2 + 𝑚𝑚̇𝑐𝑐 ∙ 𝑃𝑃𝑃𝑃 ∙ 𝜂𝜂𝑐𝑐𝑐𝑐 = 𝑚𝑚̇𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡 ∙ ℎ3
→ ℎ3 = 1912 𝑘𝑘𝑘𝑘/𝑘𝑘𝑘𝑘
𝑇𝑇3 |ℎ3=1912 𝑘𝑘𝑘𝑘/𝑘𝑘𝑘𝑘 = 1725.723 𝐾𝐾
28
Estado 3
•
•
•
𝑇𝑇3 = 𝟏𝟏𝟏𝟏𝟏𝟏𝟏𝟏. 𝟕𝟕𝟕𝟕𝟕𝟕 𝑲𝑲 [𝟏𝟏𝟏𝟏𝟏𝟏𝟏𝟏 °𝑪𝑪]
𝑷𝑷𝟑𝟑 = 𝑷𝑷𝟐𝟐 = 𝟐𝟐𝟐𝟐 𝒃𝒃𝒃𝒃𝒃𝒃
𝒉𝒉𝟑𝟑 = 𝟏𝟏𝟏𝟏𝟏𝟏𝟏𝟏 𝒌𝒌𝒌𝒌/𝒌𝒌𝒌𝒌
Proceso 3-4 (Turbina)
𝑃𝑃4 =
𝑃𝑃3
= 1 ∙ 22 = 22 𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏
𝜋𝜋
1 𝑘𝑘−1
1 0.4
𝑇𝑇4𝑖𝑖 = 𝑇𝑇3 ∙ ( ) 𝑘𝑘 = 288.2 ∙ ( )1.4 = 713.546 𝐾𝐾
𝜋𝜋
22
ℎ4𝑖𝑖 = 728.2 𝑘𝑘𝑘𝑘/𝑘𝑘𝑘𝑘
𝑛𝑛𝑖𝑖𝑖𝑖 =
𝑇𝑇4 |ℎ4=894.5 𝑘𝑘𝑘𝑘/𝑘𝑘𝑘𝑘 = 865.4 𝐾𝐾
Estado 4
•
•
•
ℎ3 − ℎ4
→ ℎ4 = 894.5 𝑘𝑘𝑘𝑘/𝑘𝑘𝑘𝑘
ℎ3 − ℎ4𝑖𝑖
𝑇𝑇4 = 𝟖𝟖𝟖𝟖𝟖𝟖. 𝟒𝟒 𝑲𝑲 [𝟓𝟓𝟓𝟓𝟓𝟓. 𝟐𝟐 °𝑪𝑪]
𝑃𝑃4 = 𝟏𝟏 𝒃𝒃𝒃𝒃𝒃𝒃
ℎ4 = 𝟖𝟖𝟖𝟖𝟖𝟖. 𝟓𝟓 𝒌𝒌𝒌𝒌/𝒌𝒌𝒌𝒌
Calculo de Potencias y eficiencia de la turbina de gas
Potencia en el compresor
𝑊𝑊̇𝑐𝑐 = 𝑚𝑚̇𝑎𝑎 ∙ (ℎ2 − ℎ1 ) → 𝑊𝑊̇𝑐𝑐 = 𝟔𝟔𝟔𝟔. 𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔𝟔 𝑴𝑴𝑴𝑴
Potencia en la Turbina
𝑊𝑊̇𝑡𝑡 = 𝑚𝑚̇𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡 ∙ (ℎ3 − ℎ4 ) → 𝑊𝑊̇𝑡𝑡 = 𝟏𝟏𝟏𝟏𝟏𝟏. 𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐 𝑴𝑴𝑴𝑴
29
Potencia efectiva
Considerando la eficiencia mecánica en la turbina se tiene que
𝑊𝑊̇𝑒𝑒𝑒𝑒 = 𝑊𝑊̇𝑡𝑡 ∙ 𝑛𝑛𝑚𝑚 − 𝑊𝑊̇𝑐𝑐 → 𝑊𝑊̇𝑒𝑒𝑒𝑒 = 𝟓𝟓𝟓𝟓. 𝟔𝟔𝟔𝟔 𝑴𝑴𝑴𝑴 > 𝟓𝟓𝟓𝟓. 𝟑𝟑𝟑𝟑 𝑴𝑴𝑴𝑴
Eficiencia de la turbina de gas
𝜼𝜼𝒕𝒕𝒕𝒕 =
𝑊𝑊̇𝑒𝑒𝑒𝑒
→ 𝜼𝜼𝒕𝒕𝒕𝒕 = 𝟑𝟑𝟑𝟑. 𝟕𝟕%
𝑷𝑷𝑷𝑷. 𝑚𝑚̇𝑐𝑐
Análisis del Ciclo Rankine
Potencia nominal de la turbina de vapor
Dado que la potencia generada por la turbina de gas es de 53.67 MW, la potencia
restante será generada por la turbina de vapor.
𝑊𝑊̇𝑔𝑔𝑔𝑔𝑔𝑔2 = 80 − 𝑊𝑊̇𝑔𝑔𝑔𝑔𝑔𝑔1 → 𝑊𝑊̇𝑔𝑔𝑔𝑔𝑔𝑔2 = 𝟐𝟐𝟐𝟐. 𝟑𝟑𝟑𝟑 𝑴𝑴𝑴𝑴
Buscando turbinas de vapor con la potencia requerida se encontró la turbina de vapor de
la marca Siemens SST-300 cuyos parámetros técnicos resaltantes son:
•
Potencia de entrega: 50 MW
•
Presión de entrada: 120 bar
•
Temperatura de entrada: 520 °C
Como se puede observar la turbina trabaja con temperaturas de entrada máxima de
520°C y presión de 120 bar, cabe señalar que estos datos son similares a otras marcas de
turbinas de vapor que trabajan con potencias similares por lo que tomaremos la temperatura de
entrada del vapor a la turbina de 520 °C y la presión de diseño establecido de este trabajo de 60
bar.
30
Consideraciones adicionales:
•
Calidad del vapor a la salida de la turbina (x): 90 %
•
Eficiencia de la turbina de vapor (nf): 88 %
•
Eficiencia de la bomba (nb): 80 %
•
Eficiencia de la caldera (nc): 87 %
El siguiente esquema muestra las etapas del agua por el ciclo Rankine y sobre los cuales
servirán de referencia para la numeración en los cálculos.
5
4
gases de combustión
HRSG
d
a
G
b
c
agua
m
Estado a
•
•
•
•
𝑇𝑇𝑎𝑎 = 520 °𝐶𝐶
𝑃𝑃𝑎𝑎 = 60 𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏
ℎ𝑎𝑎 = 3470 𝑘𝑘𝑘𝑘/𝑘𝑘𝑘𝑘
𝑠𝑠𝑎𝑎 = 6.941 𝑘𝑘𝑘𝑘/𝑘𝑘𝑘𝑘 − 𝐾𝐾
n
agua de refrigeración
31
Proceso a-b (turbina de vapor)
𝑠𝑠𝑏𝑏𝑏𝑏 = 𝑠𝑠𝑎𝑎 = 6.941 𝑘𝑘𝑘𝑘/𝑘𝑘𝑘𝑘 − 𝐾𝐾
𝑠𝑠,𝑏𝑏𝑏𝑏=6.941
ℎ𝑏𝑏𝑏𝑏 |𝑥𝑥=0.9
= 2415 𝑘𝑘𝑘𝑘/𝑘𝑘𝑘𝑘
𝑠𝑠,𝑏𝑏𝑏𝑏=6.941
𝑃𝑃𝑏𝑏 |𝑥𝑥=0.9
= 0.503 𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏
𝑛𝑛𝑖𝑖𝑖𝑖 =
ℎ𝑎𝑎 − ℎ𝑏𝑏
→ ℎ𝑏𝑏 = 2541.6 𝑘𝑘𝑘𝑘/𝑘𝑘𝑘𝑘
ℎ𝑎𝑎 − ℎ𝑏𝑏𝑏𝑏
𝑇𝑇𝑏𝑏 |ℎ𝑏𝑏=2541.6 𝑘𝑘𝑘𝑘/𝑘𝑘𝑘𝑘 = 81.49 °𝐶𝐶
𝑥𝑥𝑏𝑏 |ℎ,𝑏𝑏=2541.6
𝑃𝑃=0.503 𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏 = 0.955
Estado b
•
•
•
•
𝑇𝑇𝑏𝑏 = 𝟖𝟖𝟖𝟖. 𝟒𝟒𝟒𝟒 °𝑪𝑪
𝑃𝑃𝑏𝑏 = 𝟎𝟎. 𝟓𝟓𝟓𝟓𝟓𝟓 𝒃𝒃𝒃𝒃𝒃𝒃
ℎ𝑏𝑏 = 𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐. 𝟔𝟔 𝒌𝒌𝒌𝒌/𝒌𝒌𝒌𝒌
𝑥𝑥𝑏𝑏 = 𝟎𝟎. 𝟗𝟗𝟗𝟗𝟗𝟗
Proceso b-c (condensador)
𝑃𝑃𝑐𝑐 = 𝑃𝑃𝑏𝑏 = 0.503 𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏
𝒙𝒙𝒄𝒄 = 𝟎𝟎 (𝒍𝒍𝒍𝒍𝒍𝒍𝒍𝒍𝒍𝒍𝒍𝒍𝒍𝒍 𝒔𝒔𝒔𝒔𝒔𝒔𝒔𝒔𝒔𝒔𝒔𝒔𝒔𝒔𝒔𝒔)
Estado c
•
•
•
•
𝑇𝑇𝑐𝑐 = 𝟖𝟖𝟖𝟖. 𝟒𝟒𝟒𝟒 °𝑪𝑪
𝑃𝑃𝑐𝑐 = 𝟎𝟎. 𝟓𝟓𝟓𝟓𝟓𝟓 𝒃𝒃𝒃𝒃𝒃𝒃
ℎ𝑐𝑐 = 𝟑𝟑𝟑𝟑𝟑𝟑. 𝟏𝟏 𝒌𝒌𝒌𝒌/𝒌𝒌𝒌𝒌
𝑠𝑠𝑐𝑐 = 𝟏𝟏. 𝟎𝟎𝟎𝟎𝟎𝟎 𝒌𝒌𝒌𝒌/𝒌𝒌𝒌𝒌
Proceso c-d (bomba)
ℎ𝑐𝑐 = ℎ𝑓𝑓 |𝑃𝑃=0.503 𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏 = 341.1 𝑘𝑘𝑘𝑘/𝑘𝑘𝑘𝑘
32
𝑃𝑃𝑑𝑑 = 60 𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏
𝑠𝑠𝑑𝑑𝑑𝑑 = 𝑠𝑠𝑐𝑐 = 1.093 𝑘𝑘𝑘𝑘/𝑘𝑘𝑘𝑘 − 𝐾𝐾
𝑠𝑠,𝑑𝑑𝑑𝑑=1.093
ℎ𝑑𝑑𝑑𝑑 |𝑃𝑃𝑃𝑃=60
𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏 = 347.3 𝑘𝑘𝑘𝑘/𝑘𝑘𝑘𝑘
𝑛𝑛𝑖𝑖𝑖𝑖 =
ℎ𝑑𝑑𝑑𝑑 − ℎ𝑐𝑐
→ ℎ𝑑𝑑 = 348.85 𝑘𝑘𝑘𝑘/𝑘𝑘𝑘𝑘
ℎ𝑑𝑑 − ℎ𝑐𝑐
𝑇𝑇𝑑𝑑 |ℎ,𝑑𝑑=348.85
𝑃𝑃𝑃𝑃=60 𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏 = 82.2 °𝐶𝐶
Estado d
•
•
•
𝑇𝑇𝑑𝑑 = 82.2 °𝐶𝐶
𝑃𝑃𝑑𝑑 = 60 𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏𝑏
ℎ𝑑𝑑 = 348.85 𝑘𝑘𝑘𝑘/𝑘𝑘𝑘𝑘
Calculando el flujo masico sabiendo que la potencia a generar por la turbina de vapor y
considerando la perdida de potencia en la bomba, es de 26.33 MW entonces la potencia
extraída del vapor será:
𝑊𝑊̇𝑡𝑡𝑡𝑡 =
26.33
= 29.92 𝑀𝑀𝑀𝑀 = 29920 𝑘𝑘𝑘𝑘
0.88
𝑊𝑊̇𝑡𝑡𝑡𝑡 = 𝑚𝑚̇𝑣𝑣 ∙ (ℎ𝑎𝑎 − ℎ𝑏𝑏 ) → 𝑚𝑚̇𝑣𝑣 = 32.23 𝑘𝑘𝑘𝑘/𝑠𝑠
Potencia de la Turbina de vapor
𝑊𝑊̇𝑡𝑡𝑡𝑡 = 𝑚𝑚̇𝑣𝑣 ∙ (ℎ𝑎𝑎 − ℎ𝑏𝑏 ) ∙ 𝜂𝜂𝜂𝜂 = 26.33 𝑀𝑀𝑀𝑀
33
Potencia de la bomba
𝑾𝑾̇𝒃𝒃 =
Eficiencia del ciclo Rankine
𝜂𝜂𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟 =
𝒎𝒎̇𝒗𝒗 ∙ (𝒉𝒉𝒂𝒂 − 𝒉𝒉𝒃𝒃 ) ∙
→ 𝑾𝑾̇𝒃𝒃 = 𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐𝟐. 𝟔𝟔 𝒌𝒌𝒌𝒌
𝜼𝜼𝜼𝜼
𝑊𝑊̇𝑡𝑡𝑡𝑡 − 𝑊𝑊̇𝑏𝑏
𝑊𝑊̇𝑡𝑡𝑡𝑡 − 𝑊𝑊̇𝑏𝑏
→ 𝜂𝜂𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑛𝑛𝑛𝑛 =
→ 𝜼𝜼𝒓𝒓𝒓𝒓𝒓𝒓𝒓𝒓𝒓𝒓𝒓𝒓𝒓𝒓 = 𝟐𝟐𝟐𝟐. 𝟒𝟒𝟒𝟒𝟒𝟒 %
𝑚𝑚̇𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡,𝑡𝑡𝑡𝑡 ∙ (ℎ4 − ℎ5 )
𝑚𝑚̇𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡,𝑡𝑡𝑡𝑡 ∙ (ℎ4 − ℎ5 )
Eficiencia del Ciclo combinado
𝜂𝜂𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐 𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐 = 𝟒𝟒𝟒𝟒. 𝟕𝟕𝟕𝟕 %
34
Innovación Tecnológica
El tener el proceso de gasificación incorporado tendría un aporte beneficioso ya que el conseguir
el carbón es mucho más sencillo debido a su abundancia y más económico que conseguir el
carbón gasificado, dicho proceso dentro de la instalación de la planta tendría un adecuado control
en cada etapa para garantizar la calidad del combustible a obtener, y evitar ineficiencias en la
cámara de combustión.
La gasificación es un proceso termoquímico por el que se transforma el carbón en un gas
combustible (gas de síntesis), mediante oxidación parcial con aire, oxígeno o vapor de agua.
Además, este gas se quema en un ciclo combinado con rendimiento muy elevado, cuyo techo
aún no se ha alcanzado, lo que reduce las emisiones de CO2 por unidad de energía eléctrica
producida y previsiblemente lo hará aún más en futuras instalaciones. La gasificación y el proceso
de limpieza del gas encarecen sin embargo la energía producida.
A diferencia de los procesos de combustión de carbón, la gasificación se realiza con defecto de
oxígeno. De esta forma, el gas combustible obtenido está compuesto principalmente de
monóxido de carbono (CO) e hidrógeno (H2), y conserva la mayor parte de la energía del
combustible inicial.
35
Química de la gasificación
En el proceso de gasificación se producen simultáneamente un gran número de
reacciones químicas en serie y en paralelo, pudiéndose distinguir tres etapas fundamentales:
Pirólisis
Tras el secado y calentamiento, en el que se desprenden volátiles, se produce la pirólisis
o descomposición térmica del carbón. En este proceso, se origina una fracción gaseosa rica en
H2, y un residuo carbonoso (‘char’).
Combustión
Los gases originados se queman, consumiéndose la mayor parte del oxígeno alimentado
al gasificador. Las reacciones son exotérmicas, y desprenden el calor necesario para producir
las reacciones de gasificación.
A su vez, el residuo carbonoso reacciona parcialmente con el oxígeno no consumido,
hasta que éste se agota.
Gasificación
Una vez consumido todo el oxígeno, se producen las reacciones entre los gases de
combustión (CO2 y H2O) y el char, generando CO y H2. Las reacciones de gasificación tienen
lugar como consecuencia de que se alimenta únicamente entre 1/3 y 1/5 del oxígeno teórico
requerido para la combustión total.
36
La relación en que se van a encontrar CO y H2, principales componentes del gas final,
está determinada por la reacción de equilibrio agua-gas:
La composición final del gas de síntesis depende de las condiciones de presión y
temperatura, que a su vez depende de los diferentes equilibrios que se establecen según el
combustible y los agentes gasificantes (aire u oxígeno, vapor de agua) empleados.
A elevadas temperaturas, disminuyen las concentraciones de H2O y CO2, mientras que
aumentan las de CO y H2. En cambio, al aumentar la presión, disminuyen las concentraciones
de CO y H2, aumenta la de H2O, y apenas varía la de CO2.
Además, en los procesos a baja temperatura se producen cantidades apreciables de
especies como metano (CH4), alquitranes, aceites y fenoles.
Balance energético de la gasificación
El valor del gas de síntesis radica en que contiene la mayor parte de la energía química
presente en el carbón inicial. En los gasificadores modernos, con elevada conversión del
combustible, se puede establecer de forma aproximada este reparto de la energía alimentada
con el combustible:
-
Poder calorífico del gas de síntesis: 75 % del poder calorífico del carbón.
-
Calor sensible en el gas de síntesis: 15 %. Esta energía se recupera en el enfriamiento
del gas, mediante la producción de vapor.
-
Calor en el residuo sólido (escoria fundida y ceniza seca), y pérdidas de calor al
ambiente: 10 %
37
Tecnologías de gasificación
Existe un gran número de sistemas de gasificación. En función del régimen de flujo, se
puede hablar de tres tipos de gasificadores:
-
Lecho fijo. El carbón se alimenta seco por la parte superior del reactor, y desciende
lentamente reaccionando con los gases que fluyen en contracorriente a través del lecho.
En su camino descendente, el carbón experimenta de forma sucesiva los procesos de
secado, calentamiento, pirólisis, gasificación y combustión. Las cenizas pueden extraerse
secas o fundidas. El gas producto tiene baja temperatura (400-500 ºC), y contiene
cantidades importantes de alquitranes y aceites.
-
Lecho fluido. Las partículas de combustible se introducen en un flujo ascendente de gas,
en el que se encuentran suspendidas mientras se produce la reacción. La temperatura de
operación es inferior a la de fusión de las cenizas del combustible (800-1.050 ºC), para que
éstas se puedan descargar en forma seca o aglomerada.
-
Lecho arrastrado. El carbón y los agentes gasificadores fluyen en la misma dirección, con
velocidades muy superiores a las que se dan en el resto de los tipos de gasificadores. La
alimentación del carbón pulverizado, que puede ser seca (con nitrógeno) o húmeda (en
mezcla con agua), se realiza a través de quemadores de oxidación parcial. La temperatura
de operación es muy elevada (1.200-1.600 ºC), y las cenizas se extraen fundidas por la
parte inferior.
38
39
Implementación del proceso de gasificación en la planta termoeléctrica:
40
Selección y justificación de componentes
Turbina De Gas
A partir de la potencia que entrega (53.33 MW), su relación de presiones (22) y el flujo
de gas que se utiliza, se selecciona la turbina de gas SGT 800 de 57 MW, el cual satisface las
condiciones dadas anteriormente cuyas características se muestran a continuación:
Turbina A Vapor
En el caso de la turbina a vapor, los parámetros para la selección son los siguientes:
presión de vapor (60 bar), potencia efectiva (26.62 MW). Por lo que se escoge la turbina a vapor
SST 300, con una potencia de 50 MW, esto debido a que no existe en el mercado turbinas con
potencias cercanas y mayores a 26.62 MW
41
Caldera Recuperadora
Condensador
Los parámetros para la selección del condensador son los siguientes: carga térmica (
66.3MW), fluido a enfriar (vapor de h20). De estos valores, se elige el condensador modelo M300 marca AIC.
42
Torre De Enfriamiento
Teniendo como parámetros calculados: carga térmica (66.3 MW), rango (9ºC), Aproach
(24-11.7=12.3), flujo en torre (7.43 m3/s), humedad relativa estándar (60%, Tº ambiente=15ºC).
De estos parámetros y utilizando las curvas para torres de enfriamiento, Una vez obtenido el
factor de capacidad, se calcula la carga corregida y junto con el flujo de h2o, se obtiene el
modelo.
Bombas De Agua
Tomando los parámetros de presión de salida (60 bar) y caudal (0.016 m3/s). Se
selecciona la bomba KSB modelo HGM, cuyas características técnicas cumplen con lo
requerido para la alimentación de la caldera.
43
44
Proyección de la planta termoeléctrica a 25 años
Población Actual de lima y Proyección a 25 Años
Para evaluar la población actual y su proyección hemos tomado como referencia los
datos proporcionados por el ministerio de Energía y Minas (MEM) y del Instituto Nacional de
Estadística e Informática (INEI), de los cuales hemos hecho un resumen por año desde el 2014
hasta el 2019 debido a que solo hay referencia hasta el último Censo Nacional que se dio en ese
año.
Población en Lima (Fuente: Ministerio de Energía y Minas)
Año: 2014
Al término del 2014, el Perú cuenta con una población de 30’814’175 de habitantes; Lima
concentra el 31,4% de ellos, seguido de los demás departamentos con menores porcentajes. El
consumo total de energía eléctrica en lima, es el 41,7% del total consumido, la venta de energía
a cliente final (38,275.16 GW.h), ascendió a 40029,37 GW.h, donde Lima, Junín, Moquegua, Ica
y Arequipa son los departamentos con mayor consumo El Consumo de Electricidad per cápita a
nivel nacional en el 2014 alcanzó los 1299,1 kW.h/hab, siendo Moquegua el departamento con
mayor consumo per cápita (10361,3 kW.h/hab).
45
TABLA N°1. Población estimada en el año 2014
Año: 2015
Al término del 2015, el Perú cuenta con una población de 31’151’643 de habitantes; Lima
concentra el 31,6% de ellos, seguido de los demás departamentos con menores porcentajes. El
consumo total de energía eléctrica en lima, es el 41,3% del total consumido, la venta de energía
a cliente final (40029,37 GW.h), ascendió a 42333,76 GW.h, donde Lima, Junín, Moquegua, Ica
y Arequipa son los departamentos con mayor consumo El Consumo de Electricidad per cápita a
nivel nacional en el 2015 alcanzó los 1359 kW.h/hab, siendo Moquegua el departamento con
mayor consumo per cápita (11076,7 kW.h/hab).
46
TABLA N°2. Población estimada en el año 2015
Año: 2016
Al término del 2016, el Perú cuenta con una población de 31’488’625 de habitantes;
Lima concentra el 31,7% de ellos, seguido de los demás departamentos con menores
porcentajes. El consumo total de energía eléctrica en lima, es el 38,8% del total consumido, la
venta de energía a cliente final (42333,76 GW.h), ascendió a 45532,89 GW.h, donde Lima,
Junín, Moquegua, Ica y Arequipa son los departamentos con mayor consumo El Consumo de
Electricidad per cápita a nivel nacional en el 2016 alcanzó los 1446,01 kW.h/hab, siendo
Moquegua el departamento con mayor consumo per cápita (10357,98 kW.h/hab).
47
TABLA N°3. Población estimada en el año 2016
Año: 2017
Al término del 2017, el Perú cuenta con una población de 31’826’018 de habitantes;
Lima concentra el 31,9% de ellos, seguido de los demás departamentos con menores
porcentajes. El consumo total de energía eléctrica en lima, es el 38,1% del total consumido, la
venta de energía a cliente final (45532,89 GW.h), ascendió a 46578,44 GW.h, donde Lima,
Junín, Moquegua, Ica y Arequipa son los departamentos con mayor consumo El Consumo de
Electricidad per cápita a nivel nacional en el 2017 alcanzó los 1463,53 kW.h/hab, siendo
Moquegua el departamento con mayor consumo per cápita (10321,05 kW.h/hab).
48
TABLA N°4. Población estimada en el año 2017
Año: 2018
Al término del 2018, el Perú cuenta con una población de 32'162’184 de habitantes;
Lima concentra el 32% de ellos, seguido de los demás departamentos con menores
porcentajes. El consumo total de energía eléctrica en lima, es el 38% del total consumido, la
venta de energía a cliente final (46578,44 GW.h), ascendió a 48398,55 GW.h, donde Lima,
Junín, Moquegua, Ica y Arequipa son los departamentos con mayor consumo El Consumo de
Electricidad per cápita a nivel nacional en el 2018 alcanzó los 1504,83 kW.h/hab, siendo
Moquegua el departamento con mayor consumo per cápita (10975,12 kW.h/hab).
49
TABLA N°5. Población estimada en el año 2018
Año: 2019
Al término del 2019, el Perú cuenta con una población de 32'131’400 de habitantes;
Lima concentra el 32,4% de ellos, seguido de los demás departamentos con menores
porcentajes. El consumo total de energía eléctrica en lima, es el 37,1% del total consumido, la
venta de energía a cliente final 48398,55 GW.h), ascendió a 49940,65 GW.h, donde Lima,
Junín, Moquegua, Ica y Arequipa son los departamentos con mayor consumo El Consumo de
50
Electricidad per cápita a nivel nacional en el 2019 alcanzó los 1554,26 kW.h/hab, siendo
Moquegua el departamento con mayor consumo per cápita (12612,40 kW.h/hab).
TABLA N°6. Población estimada en el año 2019
Data obtenida de la región LIMA:
De toda la información antes presentada mostraremos un cuadro de resumen de la
Población en la región LIMA, Consumo de Energía Eléctrica por cada año, la cual más adelante
nos servirá para hacer una aproximación del número de pobladores en el año 2049.
51
Cálculo del crecimiento poblacional:
Cálculo del crecimiento del consumo eléctrico:
52
53
Tomando como referencia la pendiente de la ecuación de la potencia consumida
anualmente para el cálculo de la proyección de la potencia eléctrica (MW) que se requerirá de
la planta termoeléctrica de ciclo combinado dentro de 25 años.
Donde: P(2046) = 80 MW + 36.138*(25) = 983.45 MW
54
Conclusiones
•
La potencia instalada de la central de cogeneración en la primera etapa será es
de 53.33 MW, en la segunda etapa será de 26.67 MW y en total se producirá
alrededor de 80 MW, cumpliendo con la demanda existente.
•
La eficiencia en el ciclo Brayton es 39.17 %, en el ciclo Rankine es de 50.5 % y el
rendimiento económico es de 57.54 %.
•
La temperatura de salida del gas en el recuperador es de 204.28 ºC. Es posible
obtener mayor calor disponible útil si disminuimos la presión de vapor, pero esto
afectaría negativamente el trabajo neto del ciclo. También podemos aprovechar
este calor para el calentamiento de agua en otros sistemas que lo requieran.
•
Las turbinas seleccionadas de la marca SIEMENS, obedece a su gran diseño y
capacidad, además de cumplir ampliamente con la demanda tanto en esta etapa,
como en la proyección a 25 años.
•
De la proyección a 25 años y con la data de los datos de población, consumo
eléctrico se logra trazar una gráfica de la cual se toma la pendiente como razón
de crecimiento de la producción eléctrica de la planta, por ello se estima que en
25 años se tendrá que producir 983.45 MW lo cual concluiría con la
implementación de 13 plantas termoeléctricas más de 80 MW para poder
abastecer la producción requerida u otra forma con la renovación de equipos de
mayor capacidad.
•
Se utiliza el ciclo Rankine simple debido a que las presión en la caldera es menor
a 22MPa, lo cual no se trata de una presión supercrítica y por lo tanto no existe
riesgos en los componentes de la turbina por el exceso de humedad, en caso la
presión exceda los 22MPa se debería usar un ciclo Rankine con recalentamiento
55
Bibliografía
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COMBUSTIBLES EN CALDERA 5 DEL INGENIO LA CABANA S.A. Santiago de Cali.
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EN CICLO COMBINADO (IGCC) MEDIANTE ASPEN PLUS, COMPARACIÓN ENTRE
CONFIGURACIONES SIN CAPTURA Y CON CAPTURA DE CO2. Cádiz, España.
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Salamanca.
Reina, J. M. (2013). ESTUDIO ENERGETICO COMPARATIVO DE DIFERENTES
CONFIGURACIONES DE CICLO COMBINADO. ESpaña.
56