UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA
FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA
1ERA MONOGRAFÍA DE FUERZA MOTRÍZ TÉRMICA
DISEÑO DE UNA CENTRAL
TERMOELÉCTRICA DE CICLO COMBINADO
CON COGENERACIÓN
Realizado por:
Josiel Corbera Terrones
@maxijosiel
Tabla de contenido
I. INTRODUCCIÓN ... 5
II. OBJETIVOS ... 6
III. PLANTA TÉRMICA DE CICLO COMBINADO CON COGENERACIÓN .. 7
3.1. CICLO DE GAS ... 7
3.1.1. Desarrollo de las turbina de gas ... 10
3.1.2. Desviación de los ciclos reales de turbina de gas en comparación con los idealizados ... 10
3.1.3. CICLO BRAYTON CON REGENERACIÓN ... 10
3.1.4. Ciclo Brayton con interenfriamiento, recalentamiento y regeneración ... 12
3.2. CICLO DE VAPOR ... 14
3.2.1. Análisis de energía del ciclo Rankine ideal ... 15
3.2.2. Desviación de los ciclos de potencia de vapor reales respecto de los idealizados ... 15
3.2.3. ¿Cómo incrementar la eficiencia del ciclo Rankine? ... 16
3.2.4. El ciclo Rankine ideal con recalentamiento ... 17
3.2.5. El ciclo Rankine ideal regenerativo ... 18
3.3. CICLO COMBINADO ... 20
3.3.1. ¿Qué es una central térmica de ciclo combinado? ... 20
3.3.2. Ventajas del Ciclo Combinado ... 22
3.4. COGENERACIÓN ... 22
3.4.1. Ventajas de la cogeneración ... 25
IV. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA ... 26
V. INSTALACION PROPUESTA PARA SATISFACER LA DEMANDA ... 31
5.1. INSTALACIÓN PROPUESTA ... 31
VI. PARÁMETROS DE DISEÑO DE LA PLANTA... 33
6.1. PARÁMETROS DE DISEÑO DEL CICLO DE GAS ... 33
6.2. PARÁMETROS DE DISEÑO DEL CICLO DE VAPOR ... 35
VII. DISEÑO DE LA PLANTA TÉRMICA DE CICLO COMBINADO CON COGENERACIÓN ... 37
7.1. SOLUCIÓN DEL CICLO DE GAS ... 37
7.1.1. DATOS DE ENTRADA DE LA TURBINA DE GAS ... 38
7.1.3. PUNTO 1 ... 39 7.1.4. PUNTO 2S ... 39 7.1.5. PUNTO 2 ... 39 7.1.6. PUNTO 3 ... 39 7.1.7. PUNTO 4S ... 40 7.1.8. PUNTO 4 ... 40 7.1.9. FLUJOS MÁSICOS ... 41
7.1.10. ¿SE NECESITA POST COMBUSTIÓN? ... 41
7.1.11. PUNTO 5 ... 42
7.1.12. PUNTO 6 ... 42
7.1.13. POTENCIA DEL COMPRESOR ... 42
7.1.14. POTENCIA DE LA TURBINA DE GAS ... 43
7.1.15. POTENCIA GANADA EN LA CÁMARA DE COMBUSTIÓN ... 43
7.1.16. POTENCIA GANADA EN LA CÁMARA DE POST COMBUSTIÓN ... 43
7.2. SOLUCIÓN DEL CICLO DE VAPOR ... 44
7.2.1. DATOS DE ENTRADA DE LA TURBINA DE VAPOR ... 45
7.2.2. PUNTO 7 ... 46 7.2.3. PUNTO 8 ... 46 7.2.4. PUNTO 9 ... 46 7.2.5. PUNTO 10 ... 46 7.2.6. PUNTO 11s ... 47 7.2.7. PUNTO 11 ... 47 7.2.8. PUNTO 12s ... 47 7.2.9. PUNTO 12 ... 48 7.2.10. PUNTO 13 ... 48 7.2.11. PUNTO 14 ... 48 7.2.12. PUNTO 15s ... 48 7.2.13. PUNTO 15 ... 49 7.2.14. PUNTO 16s ... 49 7.2.15. PUNTO 16 ... 49 7.2.16. PUNTO 17 ... 50 7.2.17. POTENCIAS ... 53
VIII. PARÁMETROS DE SALIDA ... 55
8.1. EFICIENCIA DEL CICLO DE GAS ... 55
8.2. RENDIMIENTO ENERGÉTICO PARA LA OBTENCIÓN DE POTENCIA 55 8.3. RENDIMIENTO ENERGÉTICO PARA LA GENERACIÓN DE CALOR 55 8.4. FACTOR DE UTILIZACIÓN DE LA PLANTA ... 55
8.5. ÍNDICE CALOR – ELECTRICIDAD... 55
IX. SELECCIÓN DE EQUIPOS... 55
9.1. TURBINA DE GAS ... 55
9.2. TURBINA DE VAPOR ... 56
X. PROGRAMACIÓN EN EES ... 58
XI. CONCLUSIONES ... 66
I. INTRODUCCIÓN
En la actualidad uno de los factores más importantes a la hora de elegir una tecnología se basa en que esta tecnología sea amigable con el medio ambiente. Las centrales termoeléctricas se caracterizan por tener bajas eficiencias globales, alrededor de 35%, lo que significa que para producir energía eléctrica se necesitan grandes cantidades de energía primaria, lo que aquí en el Perú significa quemar grandes cantidades de combustibles. La quema de combustibles tiene la desventaja de producir compuestos nocivos para el medio ambiente como lo son el dióxido de carbono, óxidos de nitrógeno y compuestos sulfurados. En el Perú, el problema de la emisión de esos productos contaminantes se ha venido apaliando en los últimos años con la utilización de gas natural. A pesar del uso de gas natural, se requieren grandes cantidades de éste para producir una unidad eléctrica. Por ejemplo, para producir 100 unidades de energía eléctrica con tecnología convencional se necesitarían alrededor de 300 unidades de energía de combustible. Debido a esto surge la interrogante de cómo aprovechar mejor la energía de los combustibles para producir energía utilizable en la industria (energía eléctrica y energía térmica). Una de las tecnologías que maximizan la utilización de energía primaria es el concepto de la cogeneración, con el cual se producen simultáneamente energía eléctrica y energía térmica. Por ejemplo para producir 30 unidades de energía eléctrica y 55 unidades de energía térmica por medio de la cogeneración se necesitarían alrededor de 100 unidades de energía de combustible, lo cual significaría un importante ahorro de combustible ya que para producir las mismas unidades de energía por separado se requeriría de alrededor de 153 unidades de energía de combustible. Debido a esto, la cogeneración es un concepto muy importante que los estudiantes e ingenieros mecánicos debemos manejar. En este trabajo monográfico se quiere mostrar cómo se diseña una central termoeléctrica de ciclo combinado con cogeneración, aplicando los conceptos claves aprendidos durante la carrera y en el curso de Fuerza Motriz Térmica. Además, vamos a hacer uso de una herramienta informática llamada Engineering Equation Solver (EES), el cual nos va a permitir resolver rápidamente el conjunto de ecuaciones que caracterizan nuestra planta de ciclo combinado con cogeneración.
II. OBJETIVOS
Los objetivos de este trabajo monográfico son:
Proyectar una demanda de energía eléctrica en una región determinada por un periodo de 30 años.
Proponer una instalación sucesiva por etapas que vaya satisfaciendo las demandas de energía eléctrica y energía térmica cada 10 años de la región escogida.
Establecer los parámetros de diseño de la central termoeléctrica de ciclo combinado con cogeneración.
Diseñar la instalación propuesta con los parámetros de diseño. Seleccionar los equipos.
Aplicar los conocimientos teóricos adquiridos en clases en el desarrollo de esta monografía.
III. PLANTA
TÉRMICA
DE
CICLO
COMBINADO
CON
COGENERACIÓN
3.1. CICLO DE GAS
Ilustración 1: Turbina de gas.
Las centrales termoeléctricas de gas utilizan como ciclo base el ciclo Brayton. Este ciclo, está integrado por cuatro procesos internamente reversibles:
Ilustración 2: Diagrama de bloques del ciclo Brayton.
1-2 Compresión isoentrópica. 2-3 Adición de calor isobárica. 3-4 Expansión isoentrópica.
4-1 Rechazo de calor a presión constante.
Ilustración 3: Diagrama T-s y P-v del ciclo Brayton.
La temperatura más alta del ciclo ocurre al final del proceso de combustión (estado 3) y está limitada por la temperatura máxima que los alabes de la turbina pueden resistir
La transferencia de calor hacia el fluido de trabajo y desde el fluido de trabajo es:
̇ ̇ ̇
̇ ̇
La eficiencia térmica del ciclo Brayton es:
̇
̇ ̇ ̇
Un parámetro característico de este ciclo es la relación de presiones:
La eficiencia térmica de un ciclo Brayton ideal como una función de la relación de presión se muestra a continuación:
Ilustración 4: Eficiencia del ciclo Brayton en función de la relación de presión.
En muchos diseños comunes la relación de presión de turbinas de gas varía de 11 a 16.
Para valore fijos de y , el trabajo neto del ciclo Brayton aumenta primero con la relación de presión, después alcanza un máximo y finalmente disminuye.
Ilustración 5: Trabajo neto en función de la relación de presión.
La fracción de trabajo de la turbina que se emplea para accionar el compresor se denomina relación del .trabajo de retroceso.
Ilustración 6: Relación del trabajo de retroceso.
3.1.1. Desarrollo de las turbina de gas
Los esfuerzos para mejorar la eficiencia del ciclo se concentran en tres áreas: a) Incrementar las temperaturas de entrada de la turbina.
b) Incremento de las eficiencias de los componentes de turbomaquinaria. c) Adición de modificaciones al ciclo.
3.1.2. Desviación de los ciclos reales de turbina de gas en comparación con los idealizados
Los ciclos reales de turbina de gas difieren del ciclo Brayton ideal por varias razones. Por un lado la disminución de presión durante los procesos de adición de calor y rechazo de calor es inevitable. Más importante es aun que la entrada de trabajo del compresor será mayor y la salida de trabajo real de la turbina será menor debido a las irreversibilidades.
Ilustración 7: Ciclo real de una turbina de gas.
3.1.3. CICLO BRAYTON CON REGENERACIÓN
Ilustración 8: Ciclo Brayton con regeneración.
El correspondiente diagrama T-s es el siguiente:
Ilustración 9: Diagrama T-s de un ciclo Brayton con regeneración.
La transferencia de calor reales y máximas de los gases de escape hacia el aire, pueden expresarse como:
̇ ̇
̇ ̇
El alcance al que un regenerador se aproxima a un regenerador ideal se llama eficacia o efectividad y se define como
̇ ̇
La eficiencia térmica se muestra en la siguiente figura para diversas relaciones de presión, así como para relaciones de temperatura mínima a máxima
Ilustración 10: Eficiencia térmica de un ciclo Brayton con regeneración en función de la relación de presión.
3.1.4. Ciclo Brayton con interenfriamiento, recalentamiento y regeneración
Una máquina de turbina de gas con interenfriamiento, recalentamiento y regeneración se muestra a continuación
Ilustración 11: Ciclo Brayton con interenfriamiento, recalentamiento y regeneración.
Ilustración 12: Diagrama T-s del ciclo Brayton con interenfriamiento, recalentamiento y regeneración.
Si el número de etapas de compresión y expansión aumenta, el ciclo ideal de turbina de gas con interenfriamiento, recalentamiento y regeneración se aproxima al ciclo Ericsson, como se ilustra en la siguiente figura:
Ilustración 13: Cuando el número de etapas de compresión y expansión aumenta, el ciclo de turbina de gas con interenfriamiento, recalentamiento y regeneración se aproxima al ciclo ideal de
3.2. CICLO DE VAPOR
Ilustración 14: Instalación de una planta de vapor.
El ciclo ideal para las centrales termoeléctricas de vapor es el ciclo Rankine. El ciclo Rankine no incluye ninguna irreversibilidad interna y está compuesto de los siguientes cuatro procesos:
1-2 Compresión isoentrópica en una bomba.
2-3 Adición de calor a presión constante en una caldera. 3-4 Expansión isoentrópica en una turbina.
4-1 Rechazo de calor a presión constante en un condensador.
El diagrama T-s es el siguiente
Ilustración 16: Diagrama T-s de un ciclo Rankine ideal.
3.2.1. Análisis de energía del ciclo Rankine ideal
La eficiencia térmica del ciclo Rankine es
3.2.2. Desviación de los ciclos de potencia de vapor reales respecto de los idealizados
El ciclo real de potencia de vapor difiere del ciclo Rankine ideal, como resultado de las irreversibilidades de los diversos componentes. La fricción del fluido y las pérdidas de calor hacia los alrededores son las dos fuentes más comunes de irreversibilidades.
Ilustración 17: Ciclo real de potencia de vapor y su correspondiente diagrama T-s.
3.2.3. ¿Cómo incrementar la eficiencia del ciclo Rankine?
Para incrementar la eficiencia del ciclo Rankine se emplean mayormente las siguientes 3 maneras
3.2.3.1. Reducción de la presión del condensador
3.2.3.2. Sobrecalentamiento del vapor a altas temperaturas
Ilustración 19: Efecto de sobrecalentar el vapor.
3.2.3.3. Incremento de la presión de la caldera
Ilustración 20: Efecto de incrementar la presión de la caldera.
3.2.4. El ciclo Rankine ideal con recalentamiento
¿Cómo podemos aprovechar las mayores eficiencias a presiones más altas de la caldera sin tener que enfrentar el problema de humedad excesiva en las etapas finales de la turbina?
El recalentamiento es una solución práctica al problema de humedad excesiva en turbinas y es comúnmente utilizada en modernas centrales eléctricas de vapor.
Ilustración 21: Ciclo Rankine con recalentamiento.
La temperatura promedio a la que se transfiere el calor durante el recalentamiento aumenta cuando se incrementa el número de etapas de recalentamiento.
Ilustración 22: Efecto de aumentar en número de etapas de recalentamiento.
3.2.5. El ciclo Rankine ideal regenerativo
El ciclo Rankine ideal regenerativo utiliza calentadores de agua de alimentación para disminuir el calor necesario que entra al ciclo Rankine ideal.
Existen 2 tipos de calentadores de agua de alimentación. El primero es el calentador abierto de agua de alimentación el cual es básicamente una cámara de mezclado. El segundo es el calentador cerrado de agua de alimentación el cual es un intercambiador de calor.
A continuación se muestran algunas instalaciones donde se hace uso de calentadores de agua de alimentación con sus respectivos diagramas T-s
Ilustración 23: Ciclo Rankine con un calentador de agua de alimentación abierto.
Ilustración 25: Ciclo Rankine con un calentador de agua de alimentación abierto y tres cerrados.
3.3. CICLO COMBINADO
3.3.1. ¿Qué es una central térmica de ciclo combinado?
La central térmica de ciclo combinado es aquella donde se genera electricidad mediante la utilización conjunta de dos turbinas:
Un turbogrupo de gas. Un turbogrupo de vapor.
Es decir, para la transformación de la energía del combustible en electricidad se superponen dos ciclos:
El ciclo de Brayton (turbina de gas): toma el aire directamente de la atmósfera y se somete a un calentamiento y compresión para aprovecharlo como energía mecánica o eléctrica.
El ciclo de Rankine (turbina de vapor): donde se relaciona el consumo de calor con la producción de trabajo o creación de energía a partir de vapor de agua.
Ilustración 26: Ciclo combinado vapor – aire.
3.3.2. Ventajas del Ciclo Combinado
Las características principales de las centrales térmicas de ciclo combinado son:
Flexibilidad. La central puede operar a plena carga o cargas parciales, hasta un mínimo de aproximadamente el 45% de la potencia máxima. Eficiencia elevada. El ciclo combinado proporciona mayor eficiencia por
un margen más amplio de potencias.
Sus emisiones son más bajas que en las centrales térmicas convencionales.
Coste de inversión bajo por MW instalado. Periodos de construcción cortos.
Menor superficie por MW instalado si lo comparamos con las centrales termoeléctricas convencionales (lo que reduce el impacto visual).
Bajo consumo de agua de refrigeración. Ahorro energético en forma de combustible
3.4. COGENERACIÓN
Muchos sistemas o dispositivos requieren la entrada de energía en forma de calor, también denominado calor de proceso. Algunas industrias que se sustentan en procesos de calor son la química, de pulpa y papel, producción y refinación de petróleo, fabricación de acero, procesamiento de alimentos y textiles. El calor de proceso en estas industrias suele suministrarse por medio de vapor entre 5 a 7 atmósferas y 150 a 200 °C. La energía se transfiere al vapor quemando carbón, petróleo, gas natural u otro combustible en un horno. A continuación se examina la operación de una planta con un proceso de calentamiento. Descartando cualquier pérdida térmica en las tuberías, se considera que todo el calor transferido hacia el vapor en la caldera se usa en las unidades de calentamiento de proceso, como se muestra en la siguiente figura:
Por consiguiente, el calentamiento de proceso se asemeja a una operación perfecta, prácticamente sin desperdicio de energía. Sin embargo, según el punto de vista de la segunda ley, las cosas no son tan perfectas. La temperatura de los hornos por lo general es muy alta (alrededor de 1400 °C), por lo tanto la energía en el horno es de muy alta calidad. Esta energía de alta calidad se transfiere al agua para producir vapor a aproximadamente 200 °C o una temperatura menor (un proceso altamente irreversible). Asociada con esta irreversibilidad está, desde luego, una pérdida de exergía o potencial de trabajo. Simplemente no es sensato utilizar energía de alta calidad para llevar a cabo una tarea que podría efectuarse con energía de baja calidad.
Las industrias que utilizan grandes cantidades de calor para sus procesos también consumen una gran cantidad de energía eléctrica. Por consiguiente, desde el punto de vista de la ingeniería es más económico utilizar el potencial de trabajo ya existente para producir energía en vez de permitir que se desperdicie. El resultado es una central que produce electricidad mientas cubre los requerimientos de calor de ciertos procesos industriales. Una central de este tipo es llamada planta de cogeneración.
En general, la cogeneración es la producción de más de una forma útil de energía (como calor de proceso y energía eléctrica) a partir de la misma fuente de energía. Tanto un ciclo de turbina de vapor como una turbina de gas, o incluso un ciclo combinado, pueden utilizarse como ciclos de potencia en una planta de cogeneración.
El esquema de una planta ideal con cogeneración con turbina de vapor se muestra en la siguiente figura
Ilustración 29: Cogeneración con turbina de vapor.
Suponga que esta planta va a suministrar calor de proceso ̇ a 500 KPa y a una tasa de 100 KW. Para cumplir esta demanda, el vapor se expande en
la turbina hasta una presión de 500 KPa, produciendo potencia a una tasa de 20 KW. El flujo de vapor puede ajustarse de manera que éste salga de la sección de calentamiento como líquido saturado a 500 KPa. Después el vapor se bombea hasta la presión de la caldera y se calienta en ésta hasta el estado 3. El trabajo de la bomba suele ser muy pequeño y puede ser ignorado. Si se descarta toda pérdida de calor, la tasa de entrada de calor en la caldera se determina a partir de un balance de energía de 120 KW.
La planta de cogeneración ideal de turbina de vapor anteriormente descrita no es práctica porque no puede ajustarse a las variaciones en la potencia y en las cargas de calor de proceso. El esquema de una planta de cogeneración más práctica se muestra en la siguiente figura
Ilustración 30: Planta de cogeneración con carga variable.
Bajo condiciones normales de operación, una parte de vapor se extrae de la turbina a cierta presión intermedia predeterminada . El resto de vapor se expande hasta la presión del condensador y después se enfría a presión constante. El calor rechazado desde el condensador representa el calor de desecho en el ciclo. En los momentos de gran demanda de calor de proceso, todo el vapor se envía a las unidades de calentamiento de proceso mientras que nada se manda al condensador. De este modo, el calor de desecho es cero. Si esto no es suficiente, se estrangula una parte del vapor que sale de la caldera mediante una válvula de expansión o reducción de presión hasta la presión de extracción y se envía a la unidad de calentamiento de proceso. El máximo calentamiento de proceso se alcanza cuando todo el vapor que sale de la caldera pasa a través de la válvula reductora de presión. De este modo, ninguna potencia se produce. Cuando no hay demanda de calor para proceso, todo el vapor pasa a través de la turbina y el condensador, y la planta de cogeneración opera como una central termoeléctrica ordinaria de vapor. Las tasas de entrada de calor, calor rechazado y el suministro de calor de proceso,
así como la potencia producida en esta planta de cogeneración, se expresa como: ̇ ̇ ̇ ̇ ̇ ̇
Para una planta de cogeneración es apropiado definir un factor de utilización como
̇ ̇ ̇
También es interesante definir la relación calor – electricidad
3.4.1. Ventajas de la cogeneración
Las ventajas de la cogeneración son las siguientes:
Alta eficacia, lo que significa menor consumo de combustible y menores emisiones de CO2 o de otro tipo y por ende, una contribución al
desarrollo sostenible.
Significa menos pérdidas en la red eléctrica, debido a que las instalaciones suelen estar más cerca del punto de consumo, facilitando así una generación más distribuida.
Mayor competencia entre productores de electricidad, debido a que la tecnología de la cogeneración permite que entren en el mercado nuevos competidores.
Oportunidades de creación de nuevas empresas. Fundamentalmente PYME, empresas en colaboración y otras fórmulas de cooperación entre partes interesadas.(de la industria, la electricidad, la tecnología)
Ilustración 31: Producción separada de energía vs cogeneración
En la figura anterior se puede apreciar claramente que el uso de la cogeneración implica menor uso de energía primaria. Por ejemplo, para producir de manera separada 38 unidades de energía eléctrica y 45 unidades de energía térmica se necesitan 148 unidades de energía primaria. Por lo contrario, mediante la producción en cogeneración de las mismas unidades de energía eléctrica y energía térmica se necesitan 100 unidades de energía primaria.
IV. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA
Para determinar la proyección de la demanda de potencia eléctrica, usaremos como referencia el documento Indicadores Del Subsector Eléctrico por Regiones 2010 del Ministerio de Energía y Minas (Ver Anexos)
El departamento donde tenemos planeado instalar nuestra planta termoeléctrica de ciclo combinado con cogeneración es el departamento de Lambayeque. En la siguiente ilustración se puede apreciar el consumo de energía eléctrica per cápita y participaciones por regiones
Ilustración 32: Consumo de energía eléctrica per cápita y por regiones.
De la imagen anterior podemos ver que el consumo de energía eléctrica total del departamento de Lambayeque en el año 2010 fue de
Por otro lado, en la siguiente ilustración podemos apreciar la energía eléctrica generada en el año 2010 en el departamento de Lambayeque
Ilustración 33: Generación de energía eléctrica por regiones.
De la imagen anterior observamos que
Ahora, la deficiencia en la producción de energía eléctrica en el departamento de Lambayeque en el año 2010 es
Ahora tomando como referencia una cantidad de 8760 horas anuales de funcionamiento de la planta. La potencia media a instalar en el año 2010 será
Para calcular la proyección de la potencia media en el año 2044, usaremos la siguiente relación
Donde
: Crecimiento anual de la demanda. : periodo de proyección en años.
Ahora, al valor del crecimiento anual de la demanda lo tomaremos como igual al valor del crecimiento poblacional del departamento. En la siguiente ilustración, podemos ver el porcentaje de crecimiento poblacional de varias regiones
De la imagen anterior, podemos ver que el crecimiento poblacional anual del departamento de Lambayeque es
Por lo tanto, tenemos:
Ahora suponiendo un valor de 0.70 para el coeficiente de utilización de la potencia instalada, tenemos
La potencia eléctrica de 135 MW, calculada anteriormente será satisfecha de manera acumulativa cada 10 años de la siguiente forma:
Tabla 1: Distribución de la potencia. Ciclo de Gas (MW) Ciclo de Vapor (MW) Potencia Total (KW) 67% 33% 100% Primera Década 30 15 45 Segunda Década 60 30 90 Tercera Década 90 45 135
Además, en nuestra central termoeléctrica de ciclo combinado con cogeneración se va a generar calor de proceso. Este calor de proceso irá creciendo cada 10 años de la siguiente forma
Tabla 2: Distribución del calor de proceso. Calor de Proceso (MW) Primera Década 36 Segunda Década 72 Tercera Década 108
V. INSTALACION PROPUESTA PARA SATISFACER LA DEMANDA
5.1. INSTALACIÓN PROPUESTALa instalación propuesta para satisfacer la demanda de energía eléctrica y energía térmica será una instalación por etapas como se muestra en la siguiente ilustración (Para mayor claridad ver Anexos)
Ilustración 35: Instalación por etapas propuesta para satisfacer la demanda de energía eléctrica y energía térmica.
En la siguiente ilustración se puede observar el esquema de la instalación de la central termoeléctrica de ciclo combinado con cogeneración (Para mayor claridad ver Anexos)
Ilustración 36: Esquema de la instalación de ciclo combinado con cogeneración.
En la siguiente ilustración, se puede apreciar la instalación para el ciclo de gas
Ilustración 37: Instalación para el ciclo de gas.
En la siguiente ilustración, se puede apreciar la instalación para el ciclo de vapor
Ilustración 38: Instalación para el ciclo de vapor.
VI. PARÁMETROS DE DISEÑO DE LA PLANTA
6.1. PARÁMETROS DE DISEÑO DEL CICLO DE GASTabla 3: Parámetros de diseño del ciclo de gas.
Parámetro Descripción Valor Observación
Es la presión atmosférica del sitio donde estará
instalada la planta.
101.325 KPa
Valor fijado por nuestro grupo de acuerdo al sitio de instalación de la planta. Es la temperatura promedio del medio ambiente del sitio donde estará instalada la
planta.
24 °C (297 K)
Valor fijado por nuestro grupo de acuerdo al sitio de instalación de la planta. Es la temperatura de los gases de escape (a la
salida del caldero recuperador)
180 °C (453 K)
Valor fijado por nuestro grupo de acuerdo a los datos de ciertos fabricantes
de calderos recuperadores.
del ciclo de gas. nuestro grupo de acuerdo al catálogo
de turbinas de gas industriales de la marca SIEMENS.
Es la eficiencia isoentrópica del compresor. 0.80
Valor fijado por nuestro grupo de acuerdo a los datos de ciertos fabricantes
de compresores.
Es la eficiencia isoentrópica de la turbina de gas. 0.85
Valor fijado por nuestro grupo de acuerdo a los datos de ciertos fabricantes
de turbinas de gas.
Es la eficiencia de conversión de la energía de los gases de combustión en energía mecánica en el eje.
0.97 Valor fijado por
nuestro grupo.
Es la eficiencia de conversión del generador
eléctrico.
0.96
Valor fijado por nuestro grupo de acuerdo a los datos de ciertos fabricantes
de generadores.
cámara de combustión. Es la eficiencia de la 0.95 Valor típico fijado por nuestro grupo.
inferior del gas natural. Es el poder calorífico 45000
Valor para el gas natural.
Es el porcentaje de aire
teórico. 3.4 Valor recomendado.
Es la eficiencia del caldero recuperador de calor. 0.70
Valor fijado por nuestro grupo de acuerdo a los datos de ciertos fabricantes de calderos recuperadores. Es el poder calorífico inferior del GLP. Valor para el GLP.
̇ Es la potencia neta en los terminales del generador.
30 MW* 60 MW** 90 MW***
Valor proyectado por nuestro grupo en 30 años de servicio. *Para la primera década. **Para la segunda década. ***Para la tercera década. Es el calor específico a
presión constante del aire y
Asumimos iguales para el aire y los
de los gases de combustión.
gases de combustión.
Es la relación de calores
específicos del aire. 1.4 Valor para el aire
Es la relación de calores específicos de los gases de
combustión.
1.35
Este valor siempre es menor que el correspondiente para
el aire.
6.2. PARÁMETROS DE DISEÑO DEL CICLO DE VAPOR
Tabla 4: Parámetros de diseño del ciclo de vapor.
Parámetro Descripción Valor Observación
Es la presión máxima del ciclo de vapor. 12000 KPa Valor fijado por el Ing. Dulio.
Es la temperatura máxima del ciclo de vapor. (783 K) 510 °C
Valor fijado por nuestro grupo de
acuerdo a las limitaciones metalúrgicas de la turbina de vapor. Ver
Anexos (Catálogo SIEMENS)
Es la presión del calor de proceso. 500 KPa
Valor fijado por nuestro grupo de acuerdo a los calores
de proceso que se requieren en la industria (la mayoría
entre 5 y 7 atmósferas).
Es la presión del
condensador. 55 KPa
Valor fijado por nuestro grupo de acuerdo a la calidad del vapor a la salida de
la turbina de vapor (x>90%)
Es la eficiencia isoentrópica de la turbina de vapor. 0.87
Valor fijado por nuestro grupo de acuerdo a los datos de
ciertos fabricantes de turbinas de vapor.
Es la eficiencia de conversión de la energía del
vapor en energía mecánica en el eje de la turbina de
vapor.
0.97 Valor fijado por
nuestro grupo.
eléctrico. acuerdo a los datos de ciertos fabricantes de generadores. Es la eficiencia isoentrópica de la bomba. 0.85
Valor fijado por nuestro grupo de acuerdo a los datos de
ciertos fabricantes de bombas.
Es la eficiencia mecánica de la bomba. 0.97 Valor fijado por nuestro grupo.
Es la eficiencia del motor acoplado a las bombas. 0.96
Valor fijado por nuestro grupo de acuerdo a los datos de
ciertos fabricantes de motores.
̇ Es la potencia neta en los terminales del generador.
15 MW* 30 MW** 45 MW***
Valor proyectado por nuestro grupo en 30 años de servicio. *Para la primera década. **Para la segunda década. ***Para la tercera década.
̇ Es el calor de proceso que se requiere.
36 MW* 72 MW** 108 MW***
Valor establecido por nuestro grupo para 30
años de servicio. *Para la primera década. **Para la segunda década. ***Para la tercera década. ̇ ̇ Es el flujo másico total de
vapor en el ciclo de vapor. 24 Kg/s
Valor establecido por nuestro grupo de
acuerdo a unos cálculos previos.
Puntos 13 y 14
Se considera que el agua en los puntos 13 y 14 sale como líquido saturado.
x=0 Criterio fijado por nuestro grupo.
VII. DISEÑO DE LA PLANTA TÉRMICA DE CICLO COMBINADO CON
COGENERACIÓN
A continuación se van a plantear todas las ecuaciones que describen a nuestra central termoeléctrica de ciclo combinado con cogeneración. Posteriormente, estas ecuaciones serán escritas en el programa solucionador de ecuaciones llamado Engineering Equation Solver (EES) conjuntamente con las parámetros de diseño para acelerar el proceso de cálculo. Del mismo modo, cuando el sistema esté resuelto, podemos variar algunos de los parámetros de diseño para ver cómo afecta esta variación a los datos de salida.
7.1. SOLUCIÓN DEL CICLO DE GAS
Como las 3 turbinas de gas que van a ser instaladas cada 10 años tienen los mismos parámetros de diseño, solo basta resolver para el caso de la primera década.
Ilustración 40: Diagrama T-s del ciclo de gas propuesto.
7.1.1. DATOS DE ENTRADA DE LA TURBINA DE GAS
̇ Combustible de recalentamiento: GLP ( )
7.1.2. RELACIÓN AIRE COMBUSTIBLE ESTEQUIOMÉTRICA
El gas natural es una mezcla de gases con la siguiente composición volumétrica aproximada: 95.08 % de metano (CH4), 2.14 % de etano (C2H6) y
2.78 % de N2.
La siguiente ecuación química, plantea la reacción de combustión estequiométrica del gas natural:
Entonces:
Ahora calculamos la relación aire/combustible estequiométrica: ( ) ( ) 7.1.3. PUNTO 1 7.1.4. PUNTO 2S ( ) ⁄ ⁄ 7.1.5. PUNTO 2 7.1.6. PUNTO 3
Ilustración 41: Cámara de combustión.
̇ ̇ ̇ Ahora dividimos la ecuación anterior entre ̇
̇ ̇ ̇ ̇ Como ̇ ̇ ( ) ̇ ̇ ( ) Por lo tanto, tenemos lo siguiente:
( ( ) ) ( )
Reemplazando datos, tenemos:
Resolviendo, tenemos 7.1.7. PUNTO 4S ( ⁄ ) ⁄ ⁄ 7.1.8. PUNTO 4
Ahora para poder determinar la temperatura en el punto 5, primero necesitamos determinar los flujos másicos en el ciclo de gas
7.1.9. FLUJOS MÁSICOS
̇ [ ̇ ̇ ]
Teniendo en cuenta que ̇ ( ) ̇ ̇ ( ( ) ) ̇
[ ̇ ̇ ]
Resolviendo tenemos:
̇ ⁄ ̇ ⁄ ̇ ⁄
7.1.10. ¿SE NECESITA POST COMBUSTIÓN?
La potencia disponible para el vapor en el caldero recuperador si es que no hay post combustión es
̇ ̇
̇
̇
En la sección 7.2 que trata sobre la solución del ciclo de vapor, vamos a obtener que para producir ̇ y un ̇ , el valor de la potencia que debe entrar en el ciclo de vapor es
̇
Por lo tanto, llegamos a la conclusión que sí es necesario utilizar un combustible para el recalentamiento ya que
̇ ̇ .
7.1.10.1. FLUJO MÁSICO DE COMBUSTIBLE DE POST COMBUSTIÓN
A continuación determinamos el flujo másico del combustible alternativo que en nuestro caso es GLP. ̇ ̇ ̇ ̇ ̇
7.1.11. PUNTO 5
Para determinar la , hacemos un balance de energía en la cámara de post combustión
Ilustración 42: Cámara de post combustión.
̇ ( ̇ ̇ ) ̇ 7.1.12. PUNTO 6
Una vez calculadas las temperaturas y flujos másicos en todos los puntos del ciclo de gas, procedemos a calcular las potencias
7.1.13. POTENCIA DEL COMPRESOR
̇ ̇ ̇
7.1.14. POTENCIA DE LA TURBINA DE GAS
Ilustración 44: Turbina de gas.
̇ ̇
̇
7.1.15. POTENCIA GANADA EN LA CÁMARA DE COMBUSTIÓN
Ilustración 45: Cámara de combustión.
̇ ̇ ̇ ̇
7.1.16. POTENCIA GANADA EN LA CÁMARA DE POST COMBUSTIÓN
̇ ( ̇ ̇ ) ̇
̇
7.2. SOLUCIÓN DEL CICLO DE VAPOR
Ilustración 48: Diagrama T-s del ciclo de vapor propuesto.
7.2.1. DATOS DE ENTRADA DE LA TURBINA DE VAPOR
̇ ̇
7.2.2. PUNTO 7
Estado: Vapor sobrecalentado
7.2.3. PUNTO 8 7.2.4. PUNTO 9 7.2.5. PUNTO 10
Estado: Vapor sobrecalentado
( ) ( )
7.2.6. PUNTO 11s
Estado: Mezcla saturada líquido-vapor
7.2.7. PUNTO 11 Estado: Mezcla saturada líquido-vapor
7.2.8. PUNTO 12s
Estado: Mezcla saturada líquido-vapor
7.2.9. PUNTO 12 Estado: Mezcla saturada líquido-vapor
7.2.10. PUNTO 13
Estado: Líquido saturado
7.2.11. PUNTO 14
Estado: Líquido saturado
7.2.12. PUNTO 15s
Estado: Líquido comprimido
( ) ( ) 7.2.13. PUNTO 15 Estado: Líquido comprimido
( ) ( ) 7.2.14. PUNTO 16s Estado: Líquido comprimido
( ) ( ) 7.2.15. PUNTO 16 Estado: Líquido comprimido
( )
( )
7.2.16. PUNTO 17
Para hallar la , primero debemos determinar los flujos másicos:
7.2.16.1. Balance de energía en el calentador de proceso
Ilustración 49: Calentador de proceso.
̇
7.2.16.2. Potencia de la turbina de vapor
Ilustración 50: Turbina de vapor.
̇ 7.2.16.3. Potencia de la bomba 1 Ilustración 51: Bomba N° 1. ̇ ̇ 7.2.16.4. Potencia de la bomba 2 Ilustración 52: Bomba N° 2. ̇ ̇
7.2.16.5. Potencia neta del ciclo de vapor
̇ ̇ ̇ ̇ 7.2.16.6. Relaciones de masas
Resolvemos el sistema de ecuaciones I, II, III, IV, V, VI, VII, VIII y IX: 7.2.16.7. Entalpía en el punto 17
Hacemos un balance de energía en el mezclador:
Estado: Líquido comprimido
( ) ( ) 7.2.17. POTENCIAS
Una vez calculadas todas las entalpías y flujos másicos en todos los puntos del ciclo de vapor, procedemos a calcular las potencias
7.2.17.1. Potencia de la turbina de vapor
Ilustración 54: Turbina de vapor.
̇
7.2.17.2. Potencia de la bomba 1
̇
7.2.17.3. Potencia de la bomba 2
Ilustración 56: Bomba N° 2.
̇
7.2.17.4. Potencia que entra al ciclo de vapor
Ilustración 57: Caldero recuperador.
̇
7.2.17.5. Potencia rechazada en el condensador
̇
̇
VIII. PARÁMETROS DE SALIDA
8.1. EFICIENCIA DEL CICLO DE GAṠ
̇
8.2. RENDIMIENTO ENERGÉTICO PARA LA OBTENCIÓN DE POTENCIA
̇ ̇
̇ ̇
8.3. RENDIMIENTO ENERGÉTICO PARA LA GENERACIÓN DE CALOR
̇
̇ ̇
8.4. FACTOR DE UTILIZACIÓN DE LA PLANTA
̇ ̇ ̇
̇ ̇
8.5. ÍNDICE CALOR – ELECTRICIDAD
̇
̇ ̇
IX. SELECCIÓN DE EQUIPOS
9.1. TURBINA DE GASLa marca Siemens nos ofrece la siguiente turbina industrial de gas modelo SGT-700 de una potencia de 32.82 MW, la cual satisface nuestro requerimiento de 30 MW. Para nuestro caso, cada 10 años, debemos instalar una turbina de gas de este modelo.
Ilustración 59: Turbina de gas SGT-700.
9.2. TURBINA DE VAPOR
Ilustración 60: Turbinas de vapor industriales de la marca Siemens.
De acuerdo a nuestros datos: ̇ y ,
escogemos la turbina Modelo SST-300, porque cumple nuestros requerimientos.
X. PROGRAMACIÓN EN EES
El software Engineerin Equation Solver (EES) es un programa que nos permite acelerar el proceso de cálculo, ya que éste contiene una librería de propiedades termodinámicas de diferentes sustancias. A continuación, se presenta la programación de todas las ecuaciones que gobiernan nuestra planta termoeléctrica de ciclo combinado con cogeneración y se muestran los resultados
Tabla 5: Programación en EES.
"!CICLO DE VAPOR"
"!DATOS DE ENTRADA DE LA TURBINA DE VAPOR" P_turbina_vapor_entrada=12000 {en KPa}
T_turbina_vapor_entrada=510+273 {en K} P_calentador_proceso=500 [KPa] P_condensador=55 [KPa] n_turbina_vapor=0.87 n_mecanica_turbina_vapor=0.97 n_generador=0.96 n_bomba=0.85 n_mecanica_bomba=0.97 n_motor_bomba=0.96 N_dot_vapor_neto=15000 [KW] Q_dot_proceso=36000 [KW] m[7]=24 "!Punto 7" P[7]=P_turbina_vapor_entrada T[7]=T_turbina_vapor_entrada h[7]=ENTHALPY(Steam,T=T[7],P=P[7]) s[7]=ENTROPY(Steam,T=T[7],P=P[7]) x[7]=QUALITY(Steam,T=T[7],P=P[7]) "!Punto 8" P[8]=P[7] T[8]=T[7] h[8]=h[7] s[8]=s[7] x[8]=x[7] "!Punto 9" P[9]=P[7] T[9]=T[7] h[9]=h[7] s[9]=s[7] x[9]=x[7] "!Punto 10"
P[10]=P_calentador_proceso h[10]=h[8] T[10]=TEMPERATURE(Steam,h=h[10],P=P[10]) s[10]=ENTROPY(Steam,h=h[10],P=P[10]) x[10]=QUALITY(Steam,h=h[10],P=P[10]) "!Punto 11s" P_11s=P[11] s_11s=s[9] T_11s=TEMPERATURE(Steam,s=s_11s,P=P_11s) h_11s=ENTHALPY(Steam,s=s_11s,P=P_11s) x_11s=QUALITY(Steam,s=s_11s,P=P_11s) "!Punto 11" P[11]=P_calentador_proceso
n_turbina_vapor=(h[9]-h[11])/(h[9]-h_11s) {aquí se calcula h[11]} T[11]=TEMPERATURE(Steam,h=h[11],P=P[11]) s[11]=ENTROPY(Steam,h=h[11],P=P[11]) x[11]=QUALITY(Steam,h=h[11],P=P[11]) "!Punto 12s" P_12s=P[12] s_12s=s[9] T_12s=TEMPERATURE(Steam,s=s_12s,P=P_12s) h_12s=ENTHALPY(Steam,s=s_12s,P=P_12s) x_12s=QUALITY(Steam,s=s_12s,P=P_12s) "!Punto 12" P[12]=P_condensador
n_turbina_vapor=(h[9]-h[12])/(h[9]-h_12s) {aquí se calcula h[12]} T[12]=TEMPERATURE(Steam,h=h[12],P=P[12]) s[12]=ENTROPY(Steam,h=h[12],P=P[12]) x[12]=QUALITY(Steam,h=h[12],P=P[12]) "!Punto 13" P[13]=P_calentador_proceso x[13]=0 T[13]=TEMPERATURE(Steam,x=x[13],P=P[13]) h[13]=ENTHALPY(Steam,x=x[13],P=P[13]) s[13]=ENTROPY(Steam,x=x[13],P=P[13]) "!Punto 14" P[14]=P_condensador x[14]=0 T[14]=TEMPERATURE(Steam,x=x[14],P=P[14]) h[14]=ENTHALPY(Steam,x=x[14],P=P[14]) s[14]=ENTROPY(Steam,x=x[14],P=P[14]) "!Punto 15s" P_15s=P[15]
s_15s=s[14] T_15s=TEMPERATURE(Steam,s=s_15s,P=P_15s) h_15s=ENTHALPY(Steam,s=s_15s,P=P_15s) x_15s=QUALITY(Steam,s=s_15s,P=P_15s) "!Punto 15" P[15]=P[16]
n_bomba=(h_15s-h[14])/(h[15]-h[14]) {aquí se calcula h[15]} T[15]=TEMPERATURE(Steam,h=h[15],P=P[15]) s[15]=ENTROPY(Steam,h=h[15],P=P[15]) x[15]=QUALITY(Steam,h=h[15],P=P[15]) "!Punto 16s" P_16s=P[16] s_16s=s[13] T_16s=TEMPERATURE(Steam,s=s_16s,P=P_16s) h_16s=ENTHALPY(Steam,s=s_16s,P=P_16s) x_16s=QUALITY(Steam,s=s_16s,P=P_16s) "!Punto 16" P[16]=P[17]
n_bomba=(h_16s-h[13])/(h[16]-h[13]) {aquí se calcula h[16]} T[16]=TEMPERATURE(Steam,h=h[16],P=P[16])
s[16]=ENTROPY(Steam,h=h[16],P=P[16]) x[16]=QUALITY(Steam,h=h[16],P=P[16]) "!Calculos para determinar las masas"
Q_dot_proceso=m[10]*h[10]+m[11]*h[11]-m[13]*h[13] {balance de energía en el calentador de proceso} W_dot_turbina_vapor=m[9]*h[9]-m[11]*h[11]-m[12]*h[12] W_dot_bomba_1=m[15]*h[15]-m[14]*h[14] W_dot_bomba_2=m[16]*h[16]-m[13]*h[13] N_dot_vapor_neto=W_dot_turbina_vapor*n_mecanica_turbina_vapor*n_gener ador-W_dot_bomba_1/(n_mecanica_bomba*n_motor_bomba)-W_dot_bomba_2/(n_mecanica_bomba*n_motor_bomba) m[8]+m[11]+m[12]=m[7] m[9]=m[11]+m[12] m[10]=m[8] m[13]=m[8]+m[11] m[14]=m[12] m[15]=m[12] m[16]=m[8]+m[11] m[17]=m[7] "!Punto 17" P[17]=P[7] m[17]*h[17]=m[15]*h[15]+m[16]*h[16] {aquí se calcula h[17]} T[17]=TEMPERATURE(Steam,h=h[17],P=P[17]) s[17]=ENTROPY(Steam,h=h[17],P=P[17]) x[17]=QUALITY(Steam,h=h[17],P=P[17])
"!Potencia que entra al ciclo de vapor"
Q_dot_ciclo_vapor_entra=m[7]*h[7]-m[17]*h[17] "!Potencia rechazada en el ciclo de vapor"
Q_dot_rechazado_ciclo_vapor=m[12]*h[12]-m[14]*h[14] "!CICLO DE GAS" P_atmosferica=101.325 T_ambiente=24+273 T_gases_escape=180+273 R_presion=15 n_compresor=0.80 n_turbina_gas=0.85 n_mecanica=0.97 n_combustion=0.95 PCI_GN=45000
L_0=16.31 {relación aire/combustible estequiométrica} alfa=3.4 PCI_GLP=45370 n_caldera=0.70 N_dot_gas_neto=30000 Cp_aire=1.0035 Cp_gases_1=1.0035 Cp_gases_2=1.0035 K_aire=1.4 K_gases_1=1.35 "!Punto 1" P[1]=P_atmosferica T[1]=T_ambiente "!Punto 2s" P_2s=P[2] T_2s=T[1]*(P_2s/P[1])^((K_aire-1)/K_aire) "!Punto 2"
n_compresor=(T_2s-T[1])/(T[2]-T[1]) {aquí se obtiene T[2]} P[2]=P[1]*R_presion "!Punto 3" P[3]=P[2] PCI_GN*n_combustion=(alfa*L_0+1)*Cp_gases_1*T[3]-alfa*L_0*Cp_aire*T[2] {aquí se obtiene T[3]} "!Punto 4s" P_4s=P[4] T_4s=T[3]/((P[3]/P_4s)^((K_gases_1-1)/K_gases_1)) "!Punto 4"
P[4]=P[5]
n_turbina_gas=(T[3]-T[4])/(T[3]-T_4s) {aquí se obtiene T[4]} "Punto 5"
P[5]=P[6]
m_dot_gases_1*Cp_gases_1*T[4]+m_dot_GLP*PCI_GLP*n_combustion=m_d ot_gases_2*Cp_gases_2*T[5] {aquí se determina T[5]}
"!Punto 6"
P[6]=P_atmosferica T[6]=T_gases_escape
"!Balance de masa en la cámara de combustión" m_dot_gases_1=m_dot_aire+m_dot_GN
m_dot_aire=alfa*L_0*m_dot_GN
"!Ecuación de la potencia neta en el ciclo de gas"
(m_dot_gases_1*Cp_gases_1*(T[3]-T[4])-m_dot_aire*Cp_aire*(T[2]-T[1]))*n_mecanica*n_generador=N_dot_gas_neto
"!Potencia del compresor"
W_dot_compresor=m_dot_aire*Cp_aire*(T[2]-T[1]) "!Potencia de la turbina de gas"
W_dot_turbina_gas=m_dot_gases_1*Cp_gases_1*(T[3]-T[4]) "!Potencia en la cámara de combustión"
Q_dot_camara_combustion=m_dot_gases_1*Cp_gases_1*T[3]-m_dot_aire*Cp_aire*T[2]
"!Potencia en la cámara de post combustión"
Q_dot_camara_post_combustion=m_dot_gases_2*Cp_gases_2*T[5]-m_dot_gases_1*Cp_gases_1*T[4]
"!Potencia disponible para el vapor en el caldero recuperador sin post combustión con GLP"
Q_dot_caldero_recuperador=m_dot_gases_1*Cp_gases_1*(T[4]-T[6])*n_caldera
"!Flujo másico de combustible alternativo para la post combustión GLP" m_dot_gases_1*Cp_gases_1*T[4]+m_dot_GLP*PCI_GLP*n_combustion-Q_dot_ciclo_vapor_entra/n_caldera=m_dot_gases_2*Cp_gases_2*T[6] m_dot_gases_2=m_dot_gases_1+m_dot_GLP "!Parámetros de la planta" n_ciclo_gas=N_dot_gas_neto/(m_dot_GN*PCI_GN) n_electrico_planta=(N_dot_gas_neto+N_dot_vapor_neto)/(m_dot_GN*PCI_GN +m_dot_GLP*PCI_GLP) n_calor_planta=Q_dot_proceso/(m_dot_GN*PCI_GN+m_dot_GLP*PCI_GLP) factor_utilizacion=(N_dot_gas_neto+N_dot_vapor_neto+Q_dot_proceso)/(m_do
t_GN*PCI_GN+m_dot_GLP*PCI_GLP)
calorelectricidad=Q_dot_proceso/(N_dot_gas_neto+N_dot_vapor_neto)
A continuación podemos ver los resultados
Ilustración 63: Diversos cálculos hechos en esta monografía.
A continuación mostramos como afecta el parámetro en la temperatura máxima del ciclo de gas y el flujo másico de GLP ̇
Ilustración 64: Variación de algunos parámetros vs
De la figura anterior podemos observar que a partir de valores de menores que 3.316 se alcanzan temperaturas peligrosas para la turbina de gas.
XI. CONCLUSIONES
Se logró proyectar una demanda de energía eléctrica en una región determinada por un periodo de 30 años.
Se logró proponer una instalación sucesiva por etapas que vaya satisfaciendo las demandas de energía eléctrica y energía térmica cada 10 años en la región escogida.
Se estableció los parámetros de diseño de la central termoeléctrica de ciclo combinado con cogeneración.
Se diseñó la instalación propuesta con los parámetros de diseño. Se seleccionaron algunos de los equipos.
Se aplicó los conocimientos teóricos adquiridos en clases en el desarrollo de esta monografía.
El factor de utilización de nuestra planta salió 50%, el cual es un valor mediano para este tipo de plantas. Esto se debe a que el calor de proceso es pequeño en comparación con la potencia eléctrica total de la planta.
La energía ganada en la cogeneración sube de manera importante el factor de utilización del ciclo.
La estrangulación en la extracción para la cogeneración se realizó para poder tener un mayor calor latente y así aprovechar de mejor manera la energía disponible del vapor.
