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ANÁLISIS DE LAS EMISIONES DE UNA TURBINA DE GAS DE 114 MW
CON BASE A LOS POTENCIALES: GWP, ARP Y SFP
Edgar Vicente Torres Gonzáleza, Raúl Lugo Leytea, Martín Salazar Pereyrab, Israel E. Hernández Mora a
Departamento de Ingeniería de Procesos e Hidráulica, Universidad Autónoma Metropolitana – Iztapalapa, Av. San Rafael
Atlixco No. 186, Col. Vicentina, 09340, Iztapalapa, D.F., México, e-mail: etorres@xanum.uam.mx
b
División de Ingeniería Mecatrónica e Industrial, Tecnológico de Estudios Superiores de Ecatepec, Av. Tecnológico, Esq.
Av. Hank González, Col. Valle de Anáhuac, 55210, Ecatepec, Estado de México, México
a
Resumen
En este trabajo se realiza un análisis paramétrico para conocer el efecto de los gases de combustión
emitidos por una turbina de gas, a través de los potenciales de calentamiento global, GWP (Global
Warming Potential), de formación de smog, SFP (Smog Formation Potential), y de formación de lluvia
ácida, ARP (Acid Rain Formation Potential). Los parámetros de funcionamiento de la turbina de gas
usados son: la temperatura a la entrada de la turbina; la relación de presiones del compresor; las
eficiencias isoentrópicas (compresor y turbina) y la potencia generada. Los resultados muestran que los
indicadores de calentamiento global, formación de lluvia ácida y formación de smog disminuyen cuando
aumentan la relación de presiones del compresor, las eficiencias isoentrópicas del compresor y de la
turbina, la temperatura a la entrada de la turbina y la eficiencia térmica, y al disminuir la carga de
operación de la turbina de gas.
Introducción
El mayor porcentaje de generación de energía en México, corresponde a las plantas convencionales que
usan combustibles fósiles, entre estas alternativas se encuentran las turbinas de gas. Estas máquinas
térmicas consumen grandes cantidades de gas natural, que al efectuarse la combustión, generan gases de
efecto invernadero, como el bióxido de carbono (CO 2 ) y otros gases nocivos, como los óxidos de
nitrógeno (NO x ), monóxido de carbono (CO), inquemados (C n H m ) y partículas, que se emiten a la
atmósfera [1]. Sin embargo, las turbinas de gas son una de las tecnologías más limpias, ya que generan
electricidad a mayores eficiencias, y en consecuencia producen menos CO 2eq y emiten menos emisiones
nocivas a la salud [2]. Así mismo, la evolución tecnológica y la eficiente operación de las turbinas de
gas pueden atenuar las emisiones de gases de combustión, debido a que al incrementarse la temperatura
de entrada de la turbina de gas disminuye la relación aire combustible, (RAC). Sin embargo, la alta
temperatura en la cámara de combustión, funciona como catalizador para producir mayores emisiones de
óxidos de nitrógeno (NO x ) debido al mecanismo térmico de Zeldovich, principalmente en la zona
primaria [3].
En el aspecto ambiental, el 90% del CO 2 , gas de efecto invernadero, producido por el hombre procede
de la combustión del gas natural, carbón y derivados del petróleo, aportando más del 85% de la energía
mundial [4].
Entonces, con los problemas ambientales, la demanda de generación de potencia y el agotamiento de los
combustibles fósiles, es importante la evaluación de los sistemas existentes de generación de potencia.
En este trabajo se realiza el análisis de las emisiones de una turbina de gas para cuantificar el uso del gas
natural y encontrar su impacto ambiental debido al calentamiento global, formación de smog y
formación de lluvia ácida.
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Los potenciales de calentamiento global, formación de lluvia ácida y de formación de smog se presentan
en la Tabla 1 [5]. Por ejemplo, el CO tiene un potencial de calentamiento global mayor que el CO 2 , sin
embargo, ambos no tienen potencial de formación de lluvia ácida y de formación de smog.
Tabla 1. Potenciales de contaminación.
Gas emitido
GWP
ARP
SFP
3
0
0
CO
1
0
0
CO 2
21 en CH 4
0
0.015 en CH 4
C nH m
1.07 en NO
40 en NO 2
1
NO x
0.7 en NO 2
Metodología
El análisis termodinámico de las emisiones de gases de combustión emitidos por la generación de
potencia de 114 MW en una turbina de gas, se hace considerando las condiciones del modelo GTMS7001FA de General Electric. En la Figura 1 se muestra el diagrama esquemático de esta turbina de
gas. En la Tabla 2 se presentan las condiciones de operación y del medio ambiente [6]. La composición
volumétrica del gas natural considerado es: 88% [CH 4 ], 9% [C 2 H 6 ] y 3% [C 3 H 8 ] [7].
Tabla 2. Condiciones de operación de la turbina de gas y
condiciones ambientales.
f
CC
T 3 , °C
2
sic
3
GE
5
6
4
1
sit
m,
TG1
TG
C
a
MW
P filtros , %
P cc , %
Pt, %
T amb , °C
P atm , bar
1300
0.88
0.9
114
16
1
3
2
25
1.013
45
Figura 1. Diagrama esquemático de la turbina de gas.
La ecuación de combustión con exceso de aire húmedo, se expresa de la siguiente manera
Cn Hm + X estAH 1
X AS 0.21 O2 + 0.79 N2 + X H 2O H 2O
CO2+ 2 H2O+ 3 N2+ 4 O2+ 5 CO+ 6 CnHm+ 7 NOx
(1)
donde: n=1.15 y m=4.3, de acuerdo con la composición volumétrica del gas natural utilizado; X AS y
1
X H O son función de la humedad relativa. Con las relaciones de Rizk y Mongia para NO x , CO y C n H m
2
se calculan 5 , 6 y 7 [8]. Se obtiene para una T 3 = 1300 °C, el exceso de aire de =1.7056 y la
relación aire-combustible, RAC, de 39.37 kg aire /kg comb .
Por otra parte, los parámetros utilizados en este análisis son la relación de presiones óptima para obtener
el trabajo motor máximo en la turbina de gas, la eficiencia térmica de la turbina de gas, los flujos
másicos de aire, de combustible y de los gases de combustión se expresan respectivamente de la
siguiente manera [9]:
opwm
y
sic sit
1
xa x gc
(2)
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th
wm
qH
(1 RCA)
cPgc
cPa
(3)
1
y 1
opWm
sic
xa
1
Wm
ma
(4)
De acuerdo a las condiciones de operación de la Tabla 2 y las ecuaciones (2) y (3) se obtiene una opwm
de 16.29 y th de 35.29%, esto es para generar una potencia de 114 MW. En la Tabla 3 se presentan los
flujos másicos de combustible, aire y gases de combustión, obtenidos de las ecuaciones (4), además se
presentan los flujos de CO 2 , NO x , CO y C n H m obtenidos con el análisis de combustión.
Tabla 3. Flujos másicos de aire, combustible, gases de combustión y sus gases contaminantes.
Flujos másicos de entrada
Flujos másicos de salida
Flujos másicos de gases contaminantes
ma (kg/s)
272.92
m f (kg/s)
6.93
mgc (kg/s)
279.85
mCO2 (kg/s)
18.97
mCO (kg/s)
0.1056
mNOx (kg/s)
0.4727
mCnH m (kg/s)
0.00014
Además, el indicador de calentamiento global es proporcional al producto del flujo de gases de
combustión y la sumatoria del producto de la fracción másica del gas contaminante por su potencial de
calentamiento global y dividido entre la potencia motor de la turbina de gas [5]:
IGW=3.6 x106
ma (1+RCA) (f i )(GWPi )
i
Wm
[ ]
gCO eq
2
;
kWh
(5)
El indicador de formación de smog es proporcional al producto del flujo de gases de combustión y la
sumatoria del producto de la fracción másica del gas contaminante por su potencial de formación de
smog y dividido entre la potencia motor de la turbina de gas:
ISF=3.6 x106
ma (1+RCA) (f i )(SFPi )
i
Wm
[ ]
g NOx eq
;
kWh
(6)
El indicador de formación de lluvia ácida es el producto del flujo de gases de combustión y la sumatoria
del producto de la fracción másica del gas contaminante por su potencial de formación de lluvia ácida y
dividido entre la potencia motor de la turbina de gas:
IAR=3.6 x106
ma (1+RCA) (fi )(ARPi )
i
Wm
[ ]
gSO2 eq
.
kWh
(7)
Resultados
Para la turbina de gas MS7001FA, se tiene que el efecto de calentamiento global es mayor a la
formación de smog y de lluvia ácida, debido a que el valor del IGW es 653.90 g CO2eq /kWh, y es superior
a los otros indicadores, tal como se muestra en la Tabla 4. Este comportamiento está relacionado
principalmente al flujo másico emitido de bióxido de carbono. En relación a los valores reportados en la
literatura, Agrawal et al. presentan para plantas de potencia con gas natural valores de 320 a
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580g CO2eq /kWh y con carbón valores de 910 a 1,250 gCO2eq /kWh [10]. Mientras, para un ciclo
combinado de 350 MW y th de 42%, encuentran un valor de 0.527 g SO2eq /kWh. Por otra parte, Kannan
et al. tienen para una planta de potencia de vapor de 250 MW con una th de 33%, el valor de 932
g CO2eq /kWh [11]. Entonces, los valores encontrados en este estudio son próximos a los reportados en la
literatura, las variaciones se deben a las diferencias en la potencia generada, el combustible utilizado, y
los parámetros de operación que definen la eficiencia térmica, y así mismo al tipo de combustible.
Gas emitido
CO
CO 2
Cn H m
NO x
Indicadores
Tabla 4. Indicadores de impacto ambiental.
IGW i (g CO2 eq /kWh) IAR i (g SO2 eq /kWh) ISF i (g NOx eq /kWh)
10.01
0
0
599.21
0
0
0.0912
0
6.51x10-5
44.59
15.56
14.92
653.90
15.56
14.92
Para conocer el comportamiento de los IGW, IAR y ISF se realiza un análisis paramétrico. Los
parámetros utilizados son: la temperatura a la entrada de la turbina de gas, T 3 ; la relación de presiones
la eficiencia isoentrópica del compresor, sic ; la eficiencia isoentrópica de la turbina,
sit ; y las cargas parciales.
Las Figuras 2, 3 y 4 muestran el comportamiento de los indicadores ambientales y del trabajo motor útil,
manteniendo las condiciones de operación constantes. A medida que
w m , en función de T 3 y
disminuye la T 3 , el w m es menor, así como los IGW, ISF y IAR aumentan debido al incremento del flujo
de los gases para mantener una potencia de 114 MW constante. Entonces, para una T 3 =1300°C y una
=16.29, se tiene que la disminución en 1°C ocasiona incrementos en 0.0442 g CO2eq /kWh,
0.00102g NOxeq /kWh y 0.00106 g SO2eq /kWh de los IGW, ISF y IAR, respectivamente. Además, cuando se
disminuye la el w m es menor, y los indicadores se incrementan debido al aumento del flujo de los
gases contaminantes, es decir, con la disminución de la , se tiene un aumento del calor suministrado en
la cámara de combustión y por lo tanto se suministra más combustible, de tal manera que, el flujo de los
gases de combustión aumenta, así como el flujo de los gases contaminantes. Entonces, para una
T3
16.29, al disminuir la
1, se genera un incremento de 12.13 g CO2eq /kWh,
0.30g NOxeq /kWh y 0.31 g SO2eq /kWh en los IGW, ISF y IAR, respectivamente.
800
T3 =1000°C
1100
750
1200
1300
1400
1500
=10.96
12.59
700
op Wm
14.37
16.29
18.37
20.59
650
600
200
300
400
500
600
18.5
18
17.5
17
16.5
16
15.5
15
14.5
14
13.5
T 3 =1000°C
1100
1200
1300
1400
1500
=10.96
12.59
op Wm
14.37
16.29
18.37
20.59
220
320
420
520
620
wm (kJ/kg)
wm (kJ/kg)
Figura 2. Indicador de calentamiento global en función de
T3,
.
Figura 3. Indicador de formación de smog en función de T 3 ,
.
La Figura 5 muestra el comportamiento de los indicadores de impacto ambiental en función de T 3 y sic .
Con la disminución de la sic , los indicadores aumentan debido a que se requiere suministrar más trabajo
para realizar la compresión, y por consiguiente mayor admisión de aire y combustible para mantener la
potencia de 114 MW y la T 3 =1300°C, por lo tanto, el flujo de gases de combustión aumenta,
incrementando así el flujo de los gases contaminantes. Para una T 3 =1300°C y una sic =0.88, se tiene que
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disminuir sic en 1% provoca un aumento de 81.41g CO2eq /kWh, 1.96gNOxeq /kWh y 2.04g SO2eq /kWh, en
los IGW, ISF y IAR, respectivamente.
T3=1000°C
19
18.5
18
17.5
17
16.5
16
15.5
15
14.5
14
25.5
1100
900
1200
1300
1500
=10.96
1400
700
12.59
op Wm
14.37
20.59
300
400
600
500
0.80
sic
23.5
=0.8)
0.88
600
16.29
18.37
200
IGW (
800
wm (kJ/kg)
Figura 4. Indicador de formación de lluvia ácida en función
il motor.
de T 3
IAR (
500
ISF (
400
300
1000
sic
sic
=0.8)
=0.88)
15.5
0.88
1100
1200
1300
T3 (°C)
1400
13.5
1500
Figura 5. Indicador de calentamiento global en función de
T 3 y de la eficiencia isoentrópica del compresor.
La Figura 6 muestra el comportamiento de los indicadores ambientales en función de T 3 y sit . A
medida que sit disminuye, los indicadores aumentan, es decir, la degradación de la turbina causa el
incremento en estos indicadores. Este comportamiento se debe a que con la disminución de sit , la
temperatura de los gases a la salida de la turbina aumenta causando que el trabajo de expansión
descienda, entonces el flujo del aire y el combustible se incrementan para mantener la potencia de 114
MW y la T 3 =1300°C. Partiendo de una T 3 = 1300°C y una sit =0.88, se tiene que disminuir el sit en 1%
causa un aumento de 184.50 g CO2eq /kWh, 4.32 g NOxeq /kWh y 4.50 g SO2eq /kWh en los IGW, ISF y IAR,
respectivamente. Por lo tanto, un menor valor de la sit contribuye más al aumento de los indicadores en
comparación con las disminuciones de sic , y T 3 , de tal forma que, partiendo de T 3 =1300°C, =16.29,
sic = sit =0.88, se tiene que descendiendo la sit en 1% se presentan incrementos de 2.26 veces más del
IGW, 2.2 veces más del IAR y 2.2 veces más del ISF en comparación con el aumento de los indicadores
debido a la redución del sic en 1%; 15.20 veces más del IGW, 14.06 veces más del IAR y 14.06 veces
más del ISF en relación con el incremento de los indicadores por la disminución de en uno; 4,118.14
veces más el IGW, 4,224.45 veces el IAR y 4,224.49 veces el ISF en comparación con los aumentos en
los indicadores debidos a la disminución de T 3 en 1°C.
1000
900
IGW (
800
700
sit
0.80
600
IAR (
500
sit
=0.8)
0.88
200
1000
800
29
27
700
25
500
23
21
400
19
400
300
=0.8)
31
17
ISF (
sit
=0.88)
0.88
1100
1200
1300
1400
35
IGW (75%)
30
600
25
IGW (50%)
300
100
13
1500
0
15
IAR (75%)
ISF (75%)
10
IAR (50%)
ISF (50%)
27.8
20
IAR (100%)
ISF (100%)
200
15
T 3 (°C)
40
IGW (100%)
5
29.8
31.8
33.8
35.8
th (%)
Figura 6. Indicador de calentamiento global en función de
T 3 y de la eficiencia isoentrópica de la turbina.
Figura 7. Indicador de calentamiento global en función de
la eficiencia térmica y de las cargas parciales.
La Figura 7 muestra los indicadores ambientales en función de la eficiencia térmica de la turbina de gas
y de las cargas parciales. Una menor eficiencia térmica de la turbina de gas causa un aumento en los
indicadores, es decir, el descenso en la eficiencia térmica representa un mayor impacto ambiental por
emisión de gases contaminantes y por consiguiente es un indicador de sustentabilidad. Entonces, para
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una eficiencia térmica de 35.29% y una carga de 100% (114 MW), se tiene que la disminución de la
eficiencia térmica en 1% provoca un aumento de 20.03 g CO2eq /kWh, 0.50 g NOxeq /kWh y 0.52 g SO2eq /kWh
de los IGW, ISF y IAR, respectivamente. Además, a medida que la carga disminuye, los indicadores se
disminuyen porque el flujo de gases contaminantes se reducen, debido a que el flujo de combustible baja
cuando la carga disminuye, así como el flujo de aire para mantener la T 3 en 1300°C. Entonces, para una
eficiencia térmica de 35.29% y una carga de 100% (114 MW), se tiene que al disminuir la carga en 1%
(1.14 MW) provoca una disminución de 6.53 g CO2eq /kWh, 0.14 g NOxeq /kWh y 0.15 gSO2eq /kWh de los
IGW, ISF y IAR, respectivamente. Por lo tanto, el aumento de sit favorece más a la disminución de los
indicadores en comparación con la disminución de la carga de la turbina de gas. Partiendo de
T 3 =1300°C, =16.29, sic = sit =0.88, y una carga del 100% (114 MW), se tiene que aumentando sit en
1% se tiene una disminución de 28.21 veces más el IGW, 28.94 veces más el IAR y 28.94 veces más el
ISF en comparación con los aumentos en los indicadores debidos a la disminución en 1% (1.14 MW) de
la carga de la turbina de gas.
Conclusiones
La mayor cantidad de gas contaminante generado es el bióxido de carbono y que además tiene el mayor
indicador de calentamiento global. Por lo tanto, el indicador de calentamiento global es el más alto de
los indicadores ambientales.
Por otra parte, con el análisis paramétrico realizado en la turbina de gas se encuentra que los indicadores
ambientales de calentamiento global, formación de smog y formación de lluvia ácida aumentan: cuando
la temperatura a la entrada de la turbina disminuye; por el descenso en la relación de presiones; con la
disminución de la eficiencia isoentrópica del compresor; al bajar la eficiencia isoentrópica de la turbina;
con el aumento de la carga parcial; y si la eficiencia térmica de la turbina de gas se reduce.
Además, la disminución de la eficiencia isoentrópica de la turbina contribuye más al aumento de los
indicadores ambientales en comparación con las reduciones de la eficiencia isoentrópica del compresor,
la eficiencia térmica, la relación de presiones del compresor y de la temperatura de entrada a la turbina.
Mientras, el incremento de la eficiencia isoentrópica de la turbina favorece más a la disminución de los
indicadores ambientales en comparación con el descenso de la carga de la turbina de gas.
Referencias
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and swirl condition”, Applied Thermal Engineering, Vol. 19, p. 949-967, 1999.
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