Cálculo de la potencia efectiva y de las curvas de rendimiento de una turbina a gas.

UNIVERSIDAD NACIONAL MAYOR DE SAN MARCOS

FACULTAD DE CIENCIAS FÍSICAS

E.A.P. DE INGENIERÍA MECÁNICA DE FLUIDOS

Cálculo de la potencia efectiva y de las curvas de

rendimiento de una turbina a gas

MONOGRAFÍA

Para optar el Título de Ingeniero Mecánico de Fluidos

AUTOR

José Julio Pizarro Gonzáles

i DEDICATORIA

ii

INDICE

1. CAPITULO 1 – CONSIDERACIONES GENERALES

1. INTRODUCCIÓN ... 11

2. OBJETIVOS ... 12

3. ALCANCE Y LIMITACIONES DE LA MONOGRAFIA ... 12

4. ANTECEDENTES ... 13

5. IMPORTANCIA ... 13

6. MOTIVACIÓN ... 14

2. CAPITULO 2 - FUNDAMENTOS TEORICOS 2.1 DESCRIPCIÓN DE UNA CENTRAL TERMICA ... 15

2.2 DESCRIPCIÓN DEL CICLO JOULE-BRAYTON ... 17

2.3 DESCRIPCIÓN DE UNA TURBINA A GAS ... 19

2.4 DEFINICIONES FUNDAMENTALES ... 22

2.5 DEFINICIONES TERMOENERGÉTICAS ... 23

2.6 CONDICIONES DE ENSAYO ... 24

2.7 CONDICIONES DE SITIO ... 25

2.8 CONDICIONES ISO ... 29

2.9 POTENCIA ISO ... 29

2.10 FACTOR DE CORRECCION POR TEMPERATURA DE ENSAYO ... 29

2.11 FACTOR DE CORRECCION POR HUMEDAD R. DE ENSAYO ... 30

2.12 FACTOR DE CORRECCION POR FACTOR DE POTENCIA ... 31

2.13 FACTOR DE CORRECCION DE EFICIENCIA POR TEMPERATURA ... 32

3. CAPITULO 3 - METODOLOGIA 3.1 MAGNITUDES A MEDIR ... 33

3.2 INTRUMENTAL Y EQUIPOS DE MEDICIÓN ... 33

3.3 IDENTIFICACIÓN DE LOS PUNTOS A MEDIR ... 35

3.4 TOMA DE DATOS ... 36

4. CAPITULO 4 - CALCULO DEPOTENCIA Y RENDIMIENTO 4.1 CÁLCULO DEL CICLO SIMPLE BRAYTON TEORICO ... 38

4.2 DATA DE MEDICIONES OBTENIDAS EN LA PRUEBA DE ENSAYO ... 39

4.3 CALCULO DE LA POTENCIA EFECTIVA ... 44

4.4 CALCULO DEL RENDIMIENTO ... 48

iii

5.1 CONSIDERACIONES ... 52

5.2 MARGEN DE ERROR EN LAS MEDICIONES ... 52

5.3 RESULTADOS DE POTENCIA EFECTIVA ... 53

5.4 RESULTADOS DE RENDIMIENTO ... 53

5.5 RESULTADOS DE ÍNDICE A CONDICIONES EFECTIVAS NETAS ... 55

5.6 DIFERENCIA ENTRE ÍNDICES TEORICOS Y MEDIDOS ... 60 CONCLUSIONES

iv

LISTA DE FIGURAS

Figura 2.1 Vista de una central termica con turbina a gas ... 15

Figura 2.2 Esquema de una central térmica a gas... 16

Figura 2.3 Diagrama P-V y T-S del ciclo Joule-Brayton ... 17

Figura 2.4 Esquema de una turbina a gas ... 20

Figura 2.5 Parte superior ingreso de aire de la turbina ... 20

Figura 2.6 Parte Superior de la turbina ... 20

Figura 2.7 Unidad de Generación CT-Pisco ... 21

Figura 2.8 Curva de corrección de la turbina Alstom ... 30

Figura 2.9 Factor de corrección de potencia por humedad relativa... 31

Figura 2.10 Factor de corrección por factor de potencia ... 31

Figura 3.1 Analizador Memobox smart 300 ... 34

Figura 3.2 Estación meteorológica Davis ... 35

Figura 3.3 Ubicación de los puntos a medir ... 36

LISTA DE CUADROS Cuadro 2.1 Características de la unidad TGM1-B ... 21

Cuadro 3.1 Características analizador electrónico ... 33

Cuadro 3.2 Características del equipo meteorológico ... 34

Cuadro 3.3 Características medidor de consumo combustible ... 35

Cuadro 3.4 Cronograma para medición de consumo de combustible ... 37

Cuadro 5.1 Margen de error ... 52

Cuadro 5.2 Resultados de la prueba potencia efectiva ... 53

Cuadro 5.3 Resultados de la prueba rendimiento ... 53

v

LISTA DE TABLAS

Tabla 2.1 Datos de temperatura de sitio ... 26

Tabla 2.1 Datos de humedad relativa de sitio ... 27

Tabla 4.1 Resultados ambientales de ensayo... 40

Tabla 4.2 Resultados de consumo de combustible de ensayo ... 41

Tabla 4.3 Resultados eléctricos en bornes de generación ... 42

Tabla 4.4 Resultados eléctricos en servicio auxiliares ... 43

Tabla 4.5 Resultados de potencia efectiva... 47

Tabla.4.6 Resultado de rendimiento a diferentes cargas ... 51

LISTA DE GRAFICOS Grafica 5.1 Evolución de la potencia generada ... 54

Grafica 5.2 Consumo horario de combustible Vs Potencia efectiva neta ... 55

Grafica 5.3 Consumo horario de combustible Vs Porcentaje de carga ... 56

Grafica 5.4 Perdida de calor Vs Potencia efectiva neta ... 56

Grafica 5.5 Rendimiento Vs Potencia efectiva neta ... 57

Grafica 5.6 Rendimiento Vs Porcentaje de carga ... 57

Grafica 5.7 Eficiencia Vs Potencia efectiva neta ... 58

vi

ECUACIONES

Ecu. 2.1 Relación de Presión y Temperatura

Ecu. 2.2 Calor generado en la cámara de combustión

Ecu. 2.3 Calor generado en la turbina

Ecu. 2.4 Potencia del compresor

Ecu. 2.5 Potencia de la turbina

Ecu. 2.6 Potencia neta generada

Ecu. 2.7 Eficiencia del ciclo Joule-Brayton

Ecu. 2.8 Interpolación lineal

Ecu 2.9 Potencia efectiva ( )P_x

Ecu 2.10 Eficiencia térmica (η)

Ecu 2.11 Calor generado ( )Q

Ecu 2.12 Consumo especifico de combustible a condiciones de ensayo (Ce_y)

Ecu 2.13 Consumo especifico de calor a condiciones de ensayo (Hr_y)

Ecu 2.14 Rendimiento térmico a condiciones de ( )R_y

Ecu 2.15 Potencia a condiciones de sitio ( )P_y

Ecu 2.16 Consumo especifico de calor a condiciones de sitio (Hrx)

Ecu 2.17 Consumo especifico de combustible a condiciones de sitio (Ce_x)

Ecu 2.18 Consumo horario de combustible a condición de sitio (m_cx)

Ecu. 2.19 Rendimiento térmico a condiciones de sitio ( )Rx

Ecu 2.20 Potencia ISO ( )P_i

vii

SIMBOLOGIA

γ

x

P _{Potencia Efectiva a las condiciones del sitio, en kW}

Y

P _{Potencia efectiva a las condiciones de ensayo, en kW}

i

P _{Potencia efectiva ISO, en kW}

Kgp _{Factor de corrección de la potencia por temperatura ambiente.}

KHr

Kge _{Factor de corrección de la eficiencia por temperatura ambiente.}

KFp _{Factor de corrección de potencia por Factor de Potencia}

y

T

Temperatura de ensayo, °C

x

T _{Temperatura in situ, °C}

Y

Ce _{Consumo especifico de combustible por unidad de energía generada MPCS/kWh}

x

Ce _{Consumo especifico de combustible por unidad de energía generada MPCS/kWh}

Y

Hr _{Consumo especifico de calor (Heat Rate) a condiciones de ensayo, BTU/kWh}

x

Hr _{Consumo especifico de calor (Heat Rate) a condiciones de sitio, BTU/kWh}

c

m _{Flujo de masa de combustible, MPCS/h}

cx

m _{Flujo de masa de combustible de Potencia Efectiva, MPCS/h}

Y

R _{Rendimiento térmico efectivo a condiciones de ensayo, BTU/kWh}

x

R _{Rendimiento térmico efectivo a las condiciones de sitio, BTU/kWh}

viii SENAMHI Servicio Nacional de Meteorología e Hidrología

COES Comité de Operación Económica.

SINAC Sistema Interconectado Nacional

SEIN Sistema Eléctrico Interconectado Nacional

SSAA Servicios Auxiliares

ix

RESUMEN

Se realizo el cálculo de la potencia efectiva de una unidad termoeléctrica, y las curvas de rendimiento a diferentes cargas de la turbina a gas. Ésta potencia efectiva es calculada como la potencia continua entregada por la unidad correspondiente en los bornes de generación (antes de servicios auxiliares), operando a condiciones de máxima carga; teniendo en cuenta que la potencia base de la turbina es de 37.4 kW.

La potencia efectiva de la turbina a gas es afectada por la temperatura ambiente, la humedad relativa y la presión atmosférica. Así también, el consumo específico de calor es afectado por la temperatura ambiente y humedad relativa. El combustible considerado es gas natural, el valor de PCI utilizado es determinado experimentalmente en ensayos de laboratorio, efectuada por la empresa que suministra gas. Se calcula la potencia efectiva neta, con la cual se generan las curvas de rendimiento a diferentes cargas. Se uso del procedimiento N°17 establecido por el COES y las curvas de corrección del fabricante, para efectuar las correcciones correspondientes a la potencia obtenida en el ensayo. También son utilizados los datos proporcionados por el SENAMHI.

x

ABSTRACT

It was conducted calculating the effective power of a thermoelectric unit, and performance curves at different loads of the gas turbine, This effective power is calculated as continuous power delivered by the drive at the terminals of generation (before ancillary services), operating at maximum load conditions. Keeping in mind that base gas turbine power is 37.4 kW

The effective power of the gas turbine is affected by the environment, relative humidity and atmospheric pressure. Also the specific heat consumption is affected by ambient temperature and humidity. Natural gas is considered as fuel, the LHV value of fuel is experimentally determined in laboratory tests, made by the company that supplies gas. Is calculated the net effective power, with which we generate the performance curves at different loads. It used the procedure No. 17 established by the COES and correction curves manufacturer to make the corrections corresponding for the power obtained in test, they are also used data provided by SENAMHI.

11

CAPITULO 1 – CONSIDERACIONES GENERALES

1. INTRODUCCIÓN

En otros tiempos solo se podía recurrir al esfuerzo físico de personas o animales, al calor de la leña ardiendo o a la fuerza del aire y del agua al mover los molinos. Actualmente las dos formas de energía más empleadas son los combustibles fósiles y la eléctrica.

La electricidad influye notablemente en nuestra vida, haciendo de mil formas diferentes más fácil y cómoda nuestras tareas diarias, la facilidad con que se transporta y se transforma en multitud de efectos convierte a la electricidad en el tipo de energía más empleado en la mayoría de aplicaciones.

Una central térmica transforma la energía calorífica de un combustible en energía eléctrica mediante turbinas y generadores, siendo las turbinas a gas, una de las turbomáquinas de mayor uso en el mundo. Existen dos maneras de cuantificar la potencia efectiva de las centrales térmicas, siendo una por medio de curvas de corrección y otra, por una tabla de factores que indican el impacto de cada variable en la potencia y en el régimen térmico.

La potencia efectiva de las turbinas a gas es afectada por la temperatura ambiente, humedad relativa y presión atmosférica así mismo la temperatura ambiente y humedad relativa afectan el consumo específico de calor.

12 Para poder corroborar el COES programa ensayos ordinarios cada dos años en la cual se realiza la prueba de potencia efectiva y rendimiento de las unidades de generación.

2. OBJETIVOS

2.1 OBJETIVO GENERAL

El objetivo general de la presente monografía es determinar por medio de mediciones en situ y cálculos, el valor correspondiente a la potencia efectiva y rendimiento de una unidad termoeléctrica, de turbina a gas, en adelante denominada TGM1-B.

2.2 OBJETIVO ESPECIFICO

Entre los objetivos específicos se pueden citar:

Obtener el rendimiento de la unidad TGM1-B a diversas cargas. 0% (vacío), 27%, 54%, 80% y 100%.

Comprobar el consumo de combustible de la unidad TGM1-B a las cargas indicadas.

3. ALCANCE Y LIMITACIONES DE LA MONOGRAFIA

El estudio comprende la ejecución de las siguientes actividades:

a) Identificación de los puntos de medición, instalación de los instrumentos de medición y verificación de su operatividad.

b) Ejecución de las mediciones requeridas en los puntos seleccionados.

13 d) Cálculo y determinación de la curva de rendimiento de la unidad de generación, basado en ajustes matemáticos derivados de las mediciones efectuadas, a las diversas cargas asignadas anteriormente.

e) En la presente monografía, no se efectúan las consideraciones de estudios de impacto ambiental ni temas de relacionados a evaluaciones económicas.

4. ANTECEDENTES

El Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas faculta al Comité de Operación Económica del Sistema - COES a definir los modelos matemáticos a utilizar para el cálculo de la potencia firme, basándose en estadísticas nacionales e internacionales y/o en las características propias de las unidades generadoras; disponiendo la realización de pruebas de operación de dichas unidades.

En el año 1996 se inició con los primeros estudios de determinación de la potencia efectiva y rendimiento de las unidades térmicas de las empresas de generación integrantes del Sistema Interconectado Nacional – SICN.

El procedimiento N-17 se basa legalmente en los siguientes decretos; Decreto Ley N° 25844.- Ley de Concesiones Eléctricas (Artículo 41º. inciso d) y Decreto Supremo N° 009-93-EM. [1]

Estos estudios son solicitados por el COES, se efectúa cada dos años a cada unidad de generación.

5. IMPORTANCIA

14 De igual manera permite conocer nuestro margen de reserva ante alguna eventualidad como periodos de sequia, falla de una central entre otros.

Así mismo, también sin estas mediciones no se puede valorar la potencia entregada por los generadores del SEIN y por lo tanto no se puede compensar la inversión hecha por el generador. El pago por potencia compensa la inversión realizada, mientras que el pago por la energía entregada compensa la operación de las unidades.

6. MOTIVACIÓN

Una de las principales motivaciones que indujo realizar este trabajo es el aportar conocimiento aprendido referente a los mecanismos de determinación de la potencia y rendimiento así de esta manera colaborar de alguna u otra manera en el aprendizaje de las personas interesadas en el tema. La monografía está basada sobre los conocimientos adquiridos durante mi formación de Ingeniería Mecánica de Fluidos, en los cursos como Turbomáquinas, Termodinámica, Turbinas a Gas y Vapor, Ingeniería Eléctrica, entre otros.

Así mismo se sabe que la energía es fundamental en el desarrollo del país, para lo cual resulta beneficioso aplicar esta metodología a las centrales de generación eléctrica, lo que permite conocer nuestra capacidad de reserva y poder generar proyectos energéticos de acorde a nuestras necesidades.

15

CAPITULO 2 – FUNDAMENTOS TEORICOS

2.1 DESCRIPCIÓN DE UNA CENTRAL TERMICA

Una central térmica convencional es una instalación destinada a producir energía eléctrica mediante un ciclo termodinámico, la energía química, a partir de un combustible fósil es convertida en energía térmica en forma de calor radiante y calor sensible, en la cámara de combustión. Luego en la turbina la energía térmica se convierte en energía mecánica y posteriormente en el generador convertir la energía mecánica entregada por la turbina en energía eléctrica.

Este tipo de centrales se puede clasificar por el tipo de turbina (vapor o gas) y por el tipo de combustible que utilizan, también se consideran a las centrales geotérmicas, nucleares, termosolares y biomasa.

Los costos en que incurren las diferentes centrales se pueden clasificar en inversión y operación, y dentro de estos últimos; los costos fijos; que se refieren a personal, impuestos y seguros y los costos variables; principalmente el combustible, mantenimiento, lubricantes y costo de partida entre otros. En la Fig. 2.1 se muestra la vista general de una central térmica.

Figura 2.1- Vista de una central térmica

16 Una central con turbina a gas es un conjunto de equipos destinados a generar energía eléctrica utilizando gas natural como combustible, la cual será destinada a generar potencia mecánica a partir de los gases producto de una reacción de combustión. El ciclo de potencia de las turbinas a gas es el ciclo Joule-Brayton.

El proceso de transformación de la energía en una central térmica con turbina a gas es la siguiente:

a) La energía contenida en el combustible se transforma, por combustión en energía calorífica.

b) La energía calorífica que absorbe el fluido de trabajo se convierte al expansionarse en la turbina en energía mecánica.

c) La energía mecánica es transformada en energía eléctrica a través del generador eléctrico.

En la Fig. 2.2 se muestra el esquema de una central térmica a gas.

Figura 2.2 - Esquema de una central térmica gas

Fuente: OSINERG, La generación de energía eléctrica en centrales térmica

Punto 2: Ingreso de aire del medio ambiente

17

2.2 DESCRIPCIÓN DEL CICLO JOULE-BRAYTON

Es un ciclo termodinámico consistente en una etapa de compresión adiabática, una etapa de calentamiento isobárico y una expansión adiabática de un fluido termodinámico compresible.

El ciclo Joule Brayton o ciclo abierto simple no regenerativo es el ciclo básico de funcionamiento ideal de las turbinas a gas. Puesto que es un ciclo ideal no se consideran perdidas por transmisión de calor ni las pérdidas de carga en los conductos. En la Figura 2.3 se muestra los diagramas termodinámicos del ciclo Joule-Brayton simple; Presión – Volumen y Temperatura – Entropía.

Figura 2.3 –Diagrama P-V y T-S del ciclo Joule Brayton Fuente: M. Hadzich, Termodinámica para Ingenieros

Las etapas realzadas en este ciclo son las siguientes:

Proceso 1-2: Compresión adiabática reversible (isoentrópica), se realiza en el compresor Proceso 2-3: Combustión a presión constante, se realiza en la cámara de combustión Proceso 3-4: Expansión adiabática reversible (isoentrópica), se realiza en la turbina Proceso 4-1: Cesión de calor isobárica, se realiza en el medio ambiente.

Un parámetro importante en un ciclo Joule-Brayton es la relación de presiones o

18 La relación de temperaturas está en función de las presiones donde se tiene:

1 1

2 2 4 4

1 1 3 3

K K

K K

T P P T

T P P T

− −

 

 

=  =  =

    (2.1)

Aplicando la primera ley para flujo estable a cada uno de los procesos se puede determinar tanto el calor como el trabajo transferido durante el ciclo.

Para el proceso de calentamiento de 2-3 se usa la ecuación:

2 3 P( 3 2)

Q− =m C T× −T (2.2)

El proceso de enfriamiento de 4-1 se obtiene con la ecuación:

1 4

( )

Per P

Q =m C T× −T (2.3)

Para la compresión 1 - 2 se tiene:

1 2

( )

C P

W =m C T× −T (2.4)

Para la expansión en la turbina 3 – 4 se tiene:

3 4

( )

T P

W =m C T× −T (2.5)

La Potencia neta de la Planta se obtiene con la ecuación:

N T C

W =W −W (2.6)

19

2 3 N W Q η

−

= (2.7)

2.3 DESCRIPCIÓN DE UNA TURBINA A GAS

Las turbinas son turbomáquinas que funcionan en un régimen continuo extrayendo energía de un fluido que posee una carga elevada, están diseñadas para aprovechar la velocidad de salida de los gases de combustión y convertir su energía cinética en energía mecánica rotacional. Todas sus etapas son por lo tanto de reacción, y deben generar la suficiente energía para alimentar al compresor y la producción de energía eléctrica en el generador. Además de estos, hay antes de cada etapa un conjunto de alabes fijos sujetos a la carcasa, y cuya misión es re direccionar el aire de salida de la cámara de combustión y de cada etapa en la dirección adecuada hasta la siguiente.

Los alabes deben estar recubiertos por material cerámico para soportar las altas temperaturas, además, un flujo de aire refrigerador proveniente del compresor los atraviesa internamente, saliendo al exterior por pequeños orificios practicados a lo largo de toda su superficie.

Los filtros de entrada de aire sirven para impedir el ingreso de polvo, gases y sal que pueden provocar corrosión, erosión o formar depósitos en el compresor o turbina. El compresor se comprime el aire de admisión, hasta la presión indicada para cada turbina, para introducirla en la cámara de combustión. Su diseño es principalmente axial y necesita un gran número de etapas, Su funcionamiento consiste en empujar el aires a través de cada etapa de alabes por un estrechamiento cada vez mayor, al trabajar en contra presión es un proceso que consume mucha energía.

20 Figura 2.4 – Esquema de una turbina a gas

Fuente: Renovetec, Turbina de gas

Figura 2.5 - Ingreso de aire de enfriamiento para la turbina Fuente: Cenergia

21 Figura 2.7 – Unidades de generación CT-Pisco

Fuente: Empresa generadora Egasa

En el Cuadro 2.1, se presenta las principales características de la unidad ensayada.

Cuadro 2.1 - Características de la unidad TGM1-B

DESCRIPCION TURBINAS A GAS

GRUPO UNIDAD TGM1 – B

TURBINA PG6561

Fabricante ALSTOM

Tipo HEAVY DUTY

Año de Fabricación 1999

Año de puesta en servicio 1999 Potencia Nominal Base kW 37 400 Velocidad de Rotación r.p.m 5100

N° de etapas Turbina 3

N° de etapas Compresor Axial 17 Tipo de Combustible utilizado Gas Natural

GENERADOR ELÉCTRICO

Fabricante ALSTOM

Tipo CilíndricoT190-240

Potencia Nominal KVA 52 941

Tensión Nominal V 13 800

Corriente Nominal A 2 215

Factor de Potencia 0,85

Frecuencia Hz 60

22

2.4 DEFINICIONES FUNDAMENTALES

A continuación se definen algunos conceptos importantes para el desarrollo de la monografía.

Estación meteorológica: Instalación equipada, donde se realizan mediciones pluviométricas, presión atmosférica, evaporación, temperatura, caudales, volúmenes y otros con fines estadísticos.

Máxima carga: La carga que determina el operador de la planta, para evitar incurrir en sobrecarga.

Mínima carga: Potencia que puede mantener un generador por determinadas horas, de modo que se encuentre en capacidad de poder elevarla, cuando así lo disponga. Este modo de operación es adoptado en la programación o durante la ejecución en Tiempo Real, cuando por economía del sistema resulte más beneficioso mantenerla a mínima carga, por un determinado período en lugar de detenerla y volverla a arrancar.

Potencia bruta: Total de la potencia, sin deducción de los servicios auxiliares entregada por la unidad, correspondiente a bornes del generador.

Potencia efectiva: Máxima potencia continúa entregada por dicha central o la unidad, correspondiente a bornes de generación, cuando opera a condiciones de potencia efectiva.

Servicios auxiliares: Aquellos que asisten al funcionamiento de la central. La energía que demandan proviene de las unidades de la central sea directamente de los generadores o indirectamente de la energía eléctrica generada, o de otras fuentes.

Sistemas de generación: Conjunto de instalaciones civiles y electromecánicas destinadas a la producción de electricidad.

Sobrecarga: Exceso entre la potencia instantánea en bornes de generación de los grupos de la central y su potencia máxima continua.

Unidad generadora: Conjunto formado por una máquina generadora (turbina + excitatriz + alternador + transformador elevador) y equipos asociados a ella (de regulación y maniobras). En caso de centrales termoeléctricas, es el arreglo motor primo-generador y transformador asociado.

23 termoeléctricas. Así como las consideraciones a tener presentes con los combustibles para el caso de la eficiencia térmica. [2]

Interpolación lineal: Es una forma de aproximar un valor de la función ( )f x en un

valor desconocido de

x

2 1

1 2 1 1

2 1

( ) ( )

( / ; ) ( ) ( )

( )

f x f x

f x x x f x x x

x x +

= + × −

− (2.8)

2.5 DEFINICIONES TERMOENERGÉTICAS

2.5.1 POTENCIA EFECTIVA DE UNA UNIDAD TERMOELECTRICA

La potencia efectiva es la potencia continua (antes de auxiliares) entregada por la unidad, correspondiente a bornes de generación, cuando opera a condiciones de potencia efectiva y a máxima carga.

Se genera al aplicarle a la Potencia ISO los factores de corrección de temperatura de situ y humedad relativa de situ.

x i x

P = P×K xgp×K H r

(2.9)

2.5.2 CONSUMO ESPECÍFICO DE COMBUSTIBLE

Se define como consumo específico de combustible a la relación entre el consumo horario de combustible y la potencia generada por el grupo; en este caso como se trata de un combustible gaseoso se expresa en MPC/KWh o MMC/KWh; este concepto es similar al consumo específico de calor (HEAT RATE) medido en BTU/KWh ó KJ/KWh.

2.5.3 RENDIMIENTO TERMICO

24

2.5.4 EFICIENCIA TERMICA

_{( )}

η

Este es un concepto similar al anterior, sólo que tanto la energía útil y la energía consumida se expresan en las mismas unidades, resultando así un parámetro adimensional que se expresa normalmente en porcentaje.

100 860 0.252 Hr

η = ×

× (2.10)

2.5.5 CALOR GENERADO

_{( )}

Q

El calor generado es el calor emitido por la unidad de generación.

y y

Q

=

P

×

Hr

(2.11)

2.6 CONDICIONES DE ENSAYO

Las condiciones de ensayo se refieren a las condiciones en las que se efectúa el ensayo. Entre estas características se pueden citar:

2.6.1 POTENCIA A CONDICIONES DE ENSAYO ( )P_y

La potencia a condiciones de ensayo es la que obtienen con un medidor de parámetros eléctricos, que medirá directamente la potencia eléctrica a las condiciones ambientales.

La potencia de una turbina a gas puede ser determinada por el método mecánico (midiendo torque y velocidad angular) o por el método eléctrico.

25 Este consumo se determina mediante la siguiente fórmula:

y y

y m Ce

P

= (2.12)

2.6.3 CONSUMO ESPECÍFICO DE CALOR A CONDICIONES DE ENSAYO

(Hr_y)

El consumo específico de calor a condiciones de ensayo viene dado por la siguiente fórmula:

y y

Hr =Ce ×PCI (2.13)

2.6.4 RENDIMIENTO TERMICO A CONDICIONES DE ENSAYO ( )R_y

El rendimiento Térmico a condiciones de ensayo, esta dado por la siguiente fórmula:

y y

c

P R

m

= (2.14)

2.7 CONDICIONES DE SITIO

Las condiciones de sitio se refieren a las condiciones del lugar en donde se encuentra instalada la unidad térmica. Entre estas características se pueden citar:

2.7.1 CONDICIONES METEREOLÓGICAS

26 Para el presente caso, el lugar de ubicación de la instalación se encuentra en la estación Hacienda Bernales /000650/ DRE-05 ubicado en el Departamento de Ica, Provincia de Pisco, Distrito de Humay. [3]

En la tabla 2.1 se muestran los valores de los últimos 10 años de los parámetros de temperatura suministrados por SENAMHI.

Tabla 2.1 - Datos de Temperatura del lugar de instalación

Fuente: Oficina General de Estadística e Informática

A continuación en la Tabla 2.2 se muestran los valores de humedad relativa de los 10 últimos años suministrados por SENAMHI.

AÑO ENE. FEB. MAR. ABR. MAY. JUN. JUL. AGO. SET. OCT. NOV. DIC. PROMEDIO

1994 28.4 29.1 28.1 26.6 26.3 24.2 22.9 22.1 23.6 25.5 25.6 27.4 25.82 1995 28.9 30.5 29.5 28.0 27.1 25.6 22.9 21.2 23.4 24.9 24.9 27.1 26.17 1996 27.8 28.7 29.3 27.7 25.9 21.8 22.5 22.7 23.4 24.6 24.4 26.8 25.47 1997 28.4 29.5 29.7 28.9 27.5 27.4 25.9 25.8 26.3 26.2 27.1 28.8 27.63 1998 30.2 31.4 31.9 30.6 27.2 24.2 23.8 22.9 24.1 24.5 25.5 26.5 26.90 1999 28.1 28.8 29.9 28.3 25.6 22.4 21.3 21.3 24.0 25.5 25.7 26.8 25.64 2000 27.8 29.4 29.0 28.6 26.6 23.3 21.6 21.2 23.9 24.7 25.9 26.4 25.70 2001 28.3 29.4 30.0 29.2 25.9 22.8 21.7 21.5 23.4 24.5 25.7 26.3 25.73 2002 28.2 29.8 30.3 28.8 27.0 23.8 21.5 20.5 22.4 24.8 25.2 26.7 25.75 2003 27.8 29.6 29.2 28.3 26.3 23.4 22.0 22.1 23.0 24.7 25.6 27.6 25.80 2004 29.2 30.0 29.8 28.7 26.4 21.7 20.7 21.5 23.6 25.2 24.9 27.0 25.73 2005 28.5 29.2 29.4 28.6 24.4 22.2 21.3 21.4 23.1 24.3 24.7 26.8 25.33 2006 28.4 29.7 29.6 28.2 26.0 22.5 21.6 22.1 23.3 24.2 25.6 27.1 25.69

2007 29.1 29.7 29.0 28.5 26.1 22.9 20.1 20.9 21.8 S/D 24.3 25.9 25.30

2008 27.9 29.4 29.6 29.1 23.8 20.8 21.5 21.9 23.7 23.2 25.1 27.5 25.29

2009 29.6 30.3 30.1 29.5 26.2 21.6 22.6 22.5 23.3 24.7 25.4 25.8 25.97

27 Tabla 2.2 - Datos de humedad relativa del lugar de instalación

Fuente: Oficina General de Estadística e Informática

2.7.2 POTENCIA A CONDICIONES DE SITIO (Px)

Los factores de corrección a considerar son el de temperatura ambiente, la presión atmosférica y la humedad relativa, en nuestro caso al tratarse de una ubicación fija, no se considera la presión atmosférica. Así mismo también indica para el caso de turbinas a gas la humedad del aire afecta muy poco a la potencia. [4]

Por tales consideraciones, para determinar la potencia efectiva a las condiciones de sitio, solo se tomara en cuenta el factor de temperatura y será obtenida mediante las curvas características de cada turbina.

x y gp rx

P =P ×K ×KH (2.15)

AÑO ENE. FEB. MAR. ABR. MAY. JUN. JUL. AGO. SET. OCT. NOV. DIC. PROMEDIO

1990 91.6 91.7 91.0 93.0 92.2 92.6 91.9 92.1 90.3 92.0 91.7 91.6 91.81 1991 91.4 91.4 91.4 91.7 90.5 91.6 90.8 91.4 91.2 88.1 89.3 89.5 90.69 1993 91.0 90.2 90.8 91.1 90.4 89.1 87.8 87.6 87.2 88.8 88.4 89.6 89.33 1994 86.0 86.8 89.8 91.2 89.3 90.6 88.6 78.2 80.8 82.0 79.0 73.9 84.68 1995 77.9 74.8 79.0 79.8 79.4 80.9 82.0 82.7 79.7 77.0 76.7 70.0 78.33 1996 73.2 75.2 74.4 75.8 79.5 83.3 81.0 78.6 77.9 86.4 88.6 88.8 80.23 1997 90.0 87.9 89.4 82.8 82.1 80.2 77.5 79.5 87.1 85.5 84.1 86.9 84.42 1998 90.4 90.8 90.6 90.2 88.2 91.7 87.0 82.1 79.8 79.5 80.4 79.8 85.88 1999 75.6 79.5 76.9 75.8 78.0 84.7 83.0 83.3 81.0 77.2 76.3 76.1 78.95 2000 78.5 74.2 76.8 80.7 85.1 83.3 80.4 83.0 81.6 80.8 74.5 79.3 79.85 2001 80.0 81.4 78.4 80.9 83.4 84.9 83.8 83.3 79.7 78.5 73.8 77.6 80.48 2002 79.0 76.4 76.7 80.3 82.3 82.5 82.3 85.1 80.7 77.9 78.9 77.6 79.98 2003 80.6 78.4 76.7 77.2 80.3 84.1 82.5 82.1 81.9 79.7 77.9 77.1 79.88 2004 74.4 73.9 76.4 77.6 81.5 84.2 82.9 84.9 80.4 75.8 79.8 79.0 79.23 2005 80.1 79.9 79.1 79.8 84.5 85.9 84.9 85.7 82.5 79.6 79.7 79.8 81.79 2006 79.3 78.3 79.8 79.8 82.0 83.9 82.6 85.2 83.3 83.1 82.0 76.6 81.33 2007 79.4 77.4 81.8 82.1 85.0 91.1 92.3 79.8 79.2 S/D 81.2 86.2 83.23 2008 90.6 73.6 75.0 77.2 84.2 85.3 78.8 80.8 80.0 82.8 81.6 76.4 80.53 2009 84.7 74.4 76.1 80.9 91.8 85.6 81.3 82.4 80.4 87.7 86.3 86.1 83.14

28

2.7.3 CONSUMO ESPECÍFICO DE CALOR A CONDICIONES DE SITIO

(HRX)

Puede ser determinado a partir del rendimiento a las condiciones de ensayo, empleando las curvas de corrección por temperatura proporcionado por los fabricantes.

X y ge

HR =HR ×K (2.16)

2.7.4 CONSUMO ESPECÍFICO DE COMBUSTIBLE A CONDICIONES DE

SITIO (Ce_x)

A partir del consumo específico de calor a condiciones de sitio se puede hallar directamente el consumo específico de combustible a condiciones de sitio, mediante la siguiente fórmula:

x x

HR Ce

PCI

= (2.17)

2.7.5 CONSUMO HORARIO DE COMBUSTIBLE A CONDICIONES DE SITIO

(m_cx)

Esta dada por la siguiente relación:

cx x x

m =Ce ×P (2.18)

2.7.6 RENDIMIENTO TERMICO A CONDICIONES DE SITIO (Rx)

Para determinar el consumo específico de calor a condiciones de sitio se aplica directamente la siguiente fórmula:

x x

cx

P R

m

29

2.8 CONDICIONES ISO

Es la condición de referencia estándar cuyos valores de Temperatura y Humedad relativa son de:

15

T = °C HR=60%

2.9 POTENCIA ISO ( )Pi

Es la relación entre el producto de la potencia de ensayo y el factor de corrección de potencia con el factor de corrección de Temperatura de ensayo y el factor de corrección de humedad de ensayo.

y i

ygp y P KFp P

K KHr

× =

× (2.20)

2.10 FACTOR DE CORRECCION POR TEMPERATURA DE ENSAYO (Kygp)

Para calcular el factor de corrección (Kygp) se recurren a los datos de

temperatura del ensayo ( )T_y y a la curva de ajuste establecida para la turbina analizada

proporcionada por el fabricante.

30 Figura 2.8 – Curva de corrección de la turbina Alstom

Fuente: Alstom, Fabricante de Turbina

2.11 FACTOR DE CORRECCION POR HUMEDAD RELATIVA DE ENSAYO

(KHr_y)

El factor de corrección de potencia por

Hr

31 Figura 2.9 - Factor de Corrección de potencia por humedad relativa

Fuente: Alstom, Fabricante de turbina

2.12 FACTOR DE CORRECCION POR FACTOR DE POTENCIA (KFp)

A continuación se muestra la ecuación obtenida en la Fig. 2.10 donde se muestra la curva de corrección por factor de potencia.

2 2 2

2.32465 10 6.1842 10 1.03577

K Fp= × − ×Fp − × − ×Fp+ (2.21)

32

2.13 FACTOR DE CORRECCION DE EFICIENCIA POR TEMPERATURA

El Factor de corrección de eficiencia por temperatura, gxe gye K

K depende de la

temperatura de ensayo T_{y así como de la temperatura de situ} T_x, en la figura 2.8 se

33

CAPITULO 3 – METODOLOGÍA DE CÁLCULO

3.1 MAGNITUDES A MEDIR

Los parámetros que se miden para determinar la potencia efectiva de la unidad térmica evaluada son los siguientes:

- Potencia eléctrica en bornes de generación

- Factor de potencia

- Consumo en auxiliares

- Consumo de combustible

- Temperatura ambiente

- Humedad relativa ambiente

3.2 INTRUMENTAL Y EQUIPOS DE MEDICIÓN

3.2.1 ANALIZADOR ELECTRONICO DE INTERFAZ

Es un instrumento que mide con gran precisión la corriente continua, la corriente alterna, la intensidad de corriente DC, la intensidad de corriente AC y la potencia. Durante la medición de la potencia, la polaridad cambia automáticamente, si se producen valores de medición negativos aparecerá un símbolo menos en el indicador. Estos analizadores de redes eléctricas cuentan también con muchas propiedades (entrada de corriente aislada, medición de armónicos, intensidad de conexión, medición de potencia). En el siguiente cuadro 3.1 se muestran las características del instrumento.

Cuadro 3.1: Características analizador electrónico

EQUIPO CANT MEDICIÓN DE_VARIABLES RANGO _PRECISIÓNCLASE DE

Marca: MEMOBOX

Modelo: SMART 300 2

- Potencia (MW)

- Energía (MWh)

- Voltaje (V)

- Corriente (A)

Todos los

Rangos < 0.2

34 En la Fig. 3.1 se muestra el analizador Memobox smart 300 utilizado en el ensayo.

Figura 3.1: Analizador Memobox smart 300 Fuente: Cenergia

3.2.2 ESTACIÓN METEOROLOGICA

Es un sistema de observación meteorológica en la cual se tienen varios equipos destinados a medir y registrar regularmente diversas variables meteorológicas, como velocidad y dirección del aire, presión, humedad relativa, temperatura, entre otros parámetros. Las características del equipo meteorológico se muestran el Cuadro 3.2.

Cuadro 3.2: Características del equipo meteorológico

EQUIPO CANT MEDICIÓN DE

VARIABLES RANGO

CLASE DE PRECISIÓN

Marca: DAVIS con

interface 1

Temperatura

Humedad relativa 0-100% 0,10%

Fuente: Brochure del fabricante Davis

35 Figura 3.2: Estación meteorológica Davis

Fuente: Cenergia

3.2.3 MEDIDOR DE CONSUMO DE COMBUSTIBLE

Para las mediciones de consumo de combustible se utilizó el medidor fijo que tiene la unidad en su estación de regulación y medición secundaria (ERMS), las características se muestran en el siguiente Cuadro 3.3.

Cuadro 3.3: Características medidor de consumo de combustible

TIPO MODELO Q Max / Q min _(m3/h) P Max _(bar) Marca

Turbina Corus PTZ 1000 / 50 50.6 ACTARIS

Fuente: Empresa generadora Egasa

3.3 IDENTIFICACIÓN DE LOS PUNTOS A MEDIR

36 Figura 3.3: Ubicación de los puntos a medir

Fuente: Elaboración propia

Nº Descripción de Variables

1. Medición de condiciones ambiente; Humedad y temperatura 2. Potencia en bornes de Generación, Medición de potencia eléctrica

entregada.

3. Potencia en Servicios Auxiliares (SSAA), Medición de potencia eléctrica en servicios auxiliares.

4. Consumo de combustible Medidor de flujo por ultrasonido.

3.4 TOMA DE DATOS

El registro de los parámetros eléctricos y ambientales se desarrolla cada 15 minutos, por un tiempo de 05 horas consecutivas, considerando el 100% de carga, las siguientes 02 horas se tomaran valores cada minuto, durante 15 minutos consecutivos, mientras se varia la carga del sistema y se estabiliza, por lo tanto la potencia efectiva se obtendrá promediando los valores obtenidos .

37 Cuadro 3.4: Cronograma para medición de consumo de combustible

INICIO FIN DURACIÓN DESCRIPCIÓN OBSERVACIÓN

11:00 11:12 00:12 Tiempo de arranque hasta acoplamiento Para determinar consumo en

arranque 11:12 11:15 00:03 Tiempo desde acoplamiento hasta plena carga

11:15 16:15 05:00 Prueba de potencia efectiva y rendimiento a plena carga

Prueba de potencia efectiva

y rendimiento 16:15 16:20 00:05 Bajada de carga y estabilización a 75% de carga

16:20 16:35 00:15 Prueba de rendimiento a 75% de carga

16:35 16:40 00:05 Bajada de carga y estabilización a 50% de carga 16:40 16:55 00:15 Prueba de rendimiento a 50% de carga

16:55 17:00 00:05 Bajada de carga y estabilización a 25% de carga 17:00 17:15 00:15 Prueba de rendimiento a 25% de carga

17:15 17:20 00:05 Bajada de carga y estabilización en vacío 17:20 17:35 00:15 Prueba de rendimiento en vacío

17:35 17:48 00:13 Tiempo de arranque hasta plena carga Para determinar consumo en

parada 17:48 17:53 00:05 Tiempo desde plena carga hasta desacople

17:53 17:57 00:04 Tiempo de parada desde plena carga

Fuente: Cenergia

A partir de los valores PY y los factores de corrección Kygp, KHry yKFp se

calcula la potencia a las condiciones de referencia estándar Pi .

Seguido se determina P_x, efectuando los ajuste correspondiente por corrección

38

CAPITULO 4 – CÁLCULO DE POTENCIA Y RENDIMIENTO

4.1 CÁLCULO DEL CICLO SIMPLE BRAYTON TEORICO

Se realiza el cálculo del ciclo Joule-Brayton ideal con el fin de observar la variación de la eficiencia de la turbina con respecto a las pruebas de ensayo a realizar. Se utiliza las ecuaciones mencionadas en la descripción del ciclo Joule-Brayton.

Se considera los parámetros de entrada:

Temperatura de salida de la turbina 798 K Relación de compresión 10

Temperatura de sitio 25.9 °C = 298.9 K Flujo Másico m=115.6 kgm s/

Reemplazando en las ecuaciones del ciclo Joule-Brayton se tiene:

Para la relación de presiones:

3 2 1 4 10 P P r P P     = = =        

La temperatura de salida del compresor, se reemplaza en la ecuación 2.1;

1 2 2 1 1 K K P T T P −   =    

( )

T =

T2 =577.08 K

Para la temperatura a la salida de la turbina, en la Ec. 2.1, se tiene;

( )

1

0.4

4 _1.4

4 3 3 3

3

798 10 1540.7

K K

P

T T T T K

39 La potencia del compresor se calcula con la Ec. 2.4, resultando;

115.5 1.0035(298.9 577.08) 32242.8

C

W = × − = − kW

El calor en la cámara de combustión se obtiene con la Ec. 2.2;

2 3 115.5 1.0035(1540.7 577.08) 111686.6

Q₋ = × − = kJ kg

Para la potencia de la turbina, se reemplaza en la Ec. 2.5, resultando;

115.5 1.0035(1540.7 798) 86081.7

T

W = × − = kW

La Potencia de la planta está dada por la Ec. 2.6, obteniendo;

86081.7 ( 32242.8) 53838.8

T

W = − − = kW

El calo perdido en el trabajo de la turbina se calcula con la Ec. 2.3;

115.5 1.0035(298.9 798) 57847.8

Per

Q = × − = − kJ kg

Finalmente la eficiencia del ciclo Joule-Brayton en la Ec. 2.10;

53838.8

48.2% 111686.6

η

4.2 DATA DE MEDICIONES OBTENIDOS EN LA PRUEBA DE ENSAYO

40

4.2.1 MEDICION DE PARAMETROS AMBIENTALES

En la siguiente Tabla 4.1 se muestra los valores obtenido en la medición de parámetros ambientales.

Tabla N° 4.1 - Resultados ambientales

Fuente: Cenergia

HORA CARGA T ( ºC) (%HR) HORA CARGA T ( ºC) (%HR)

11:30 23.0 50.7 17:00 21.2 56.0

11:45 23.0 50.1 17:01 21.2 56.0

12:00 23.1 50.8 17:02 21.1 57.0

12:15 22.8 53.2 17:03 21.1 56.0

12:30 22.8 55.2 17:04 21.1 57.0

12:45 22.7 55.6 17:05 21.0 57.0

13:00 22.8 55.5 17:06 20.9 57.0

13:15 22.7 55.4 17:07 20.9 57.0

13:30 22.8 55.7 17:08 20.9 57.0

13:45 22.7 55.6 17:09 20.8 57.0

14:00 22.9 55.6 17:10 20.8 57.0

14:15 23.1 55.0 17:11 20.8 57.0

14:30 23.1 55.0 17:12 20.7 57.0

14:45 23.0 54.6 17:13 20.7 57.0

15:00 22.8 55.0 17:14 20.7 58.0

15:15 22.8 54.1 17:15 20.7 58.0

15:30 22.5 54.2 17:20 20.7 58.0

15:45 22.3 54.5 17:21 20.6 58.0

16:00 22.2 54.3 17:22 20.6 58.0

16:15 21.9 54.6 17:23 20.6 58.0

16:20 21.8 55.0 17:24 20.6 58.0

16:21 21.8 55.0 17:25 20.5 58.0

16:22 21.8 55.0 17:26 20.5 58.0

16:23 21.8 55.0 17:27 20.4 58.0

16:24 21.8 55.0 17:28 20.4 58.0

16:25 21.8 55.0 17:29 20.4 58.0

16:26 21.7 55.0 17:30 20.3 58.0

16:27 21.7 55.0 17:31 20.3 58.0

16:28 21.7 55.0 17:32 20.3 59.0

16:29 21.7 55.0 17:33 20.3 59.0

16:30 21.7 55.0 17:34 20.2 59.0

16:31 21.7 55.0 17:35 20.2 59.0

16:32 21.7 55.0

16:33 21.7 56.0

16:34 21.7 55.0

16:35 21.7 55.0

16:40 21.7 55.0

16:41 21.7 56.0

16:42 21.7 56.0

16:43 21.6 56.0

16:44 21.6 55.0

16:45 21.6 55.0

16:46 21.6 55.0

16:47 21.6 56.0

16:48 21.6 56.0

16:49 21.6 56.0

16:50 21.5 55.0

16:51 21.5 55.0

16:52 21.5 56.0

16:53 21.4 55.0

16:54 21.4 55.0

16:55 21.3 56.0

41

4.2.2 MEDICION DE CONSUMO DE COMBUSTIBLE

En la Tabla 4.2 se muestra los valores de consumo de combustible obtenido en la prueba de ensayo a la turbina.

Tabla N° 4.2 - Resultados de consumo de combustible

Fuente: Cenergia

HORA CARGA Q (sm3/h) HORA CARGA Q (sm3/h)

11:30 11458.30 17:00 5252.20

11:45 11375.50 17:01 5258.00

12:00 11394.80 17:02 5240.20

12:15 11385.40 17:03 5200.30

12:30 11369.90 17:04 5187.40

12:45 11386.40 17:05 5163.10

13:00 11385.30 17:06 5148.80

13:15 11360.50 17:07 5128.40

13:30 11353.30 17:08 5101.80

13:45 11348.10 17:09 5094.40

14:00 11266.40 17:10 5104.20

14:15 11253.00 17:11 5091.80

14:30 11324.00 17:12 5052.60

14:45 11330.80 17:13 5060.60

15:00 11327.30 17:14 5048.40

15:15 11377.20 17:15 5060.50

15:30 11423.40 17:20 3194.60

15:45 11360.70 17:21 2984.80

16:00 11425.70 17:22 2986.00

16:15 11432.10 17:23 2988.20

16:20 9492.70 17:24 2988.90

16:21 9544.70 17:25 2986.40

16:22 9564.80 17:26 2987.10

16:23 9516.70 17:27 2986.80

16:24 9524.20 17:28 2985.10

16:25 9514.60 17:29 2986.40

16:26 9525.20 17:30 2989.90

16:27 9528.00 17:31 2991.40

16:28 9560.60 17:32 2992.20

16:29 9536.20 17:33 2991.50

16:30 9536.80 17:34 2990.00

16:31 9546.10 17:35 2989.60

42

4.2.3 MEDICION DE PARAMETROS ELECTRICOS EN BORNES

A continuación en la Tabla 4.3 se muestra los resultados obtenido en la medición de parámetros eléctricos en los bornes.

Tabla N° 4.3 - Resultados parámetros eléctricos en bornes

Fuente: Cenergia

HORA CARGA MW PF HORA CARGA MW PF

11:30 35.45 0.984 17:00 9.53 1.000

11:45 35.24 0.976 17:01 9.67 1.000

12:00 35.50 0.997 17:02 9.60 0.995

12:15 35.51 0.991 17:03 9.60 0.995

12:30 35.45 0.998 17:04 9.48 0.998

12:45 35.77 1.000 17:05 9.74 0.988

13:00 35.55 0.995 17:06 9.58 1.000

13:15 35.68 1.000 17:07 9.53 0.995

13:30 35.72 0.997 17:08 9.53 0.995

13:45 35.53 0.986 17:09 9.72 1.000

14:00 35.47 0.981 17:10 9.81 1.000

14:15 35.18 0.982 17:11 9.37 1.000

14:30 35.18 0.982 17:12 9.27 0.990

14:45 35.36 0.979 17:13 9.51 1.000

15:00 35.17 0.974 17:14 9.44 0.993

15:15 35.35 0.994 17:15 8.52 0.938

15:30 35.57 0.986 17:20 0.00 0.000

15:45 35.54 0.982 17:21 0.00 0.000

16:00 35.60 0.996 17:22 0.00 0.000

16:15 35.85 0.981 35.48 17:23 0.00 0.000

16:20 28.53 0.973 17:24 0.00 0.000

16:21 28.55 0.967 17:25 0.00 0.000

16:22 28.45 0.963 17:26 0.00 0.000

16:23 28.65 0.965 17:27 0.00 0.000

16:24 28.41 0.969 17:28 0.00 0.000

16:25 28.50 0.970 17:29 0.00 0.000

16:26 28.58 0.967 17:30 0.00 0.000

16:27 28.48 0.964 17:31 0.00 0.000

16:28 28.45 0.966 17:32 0.00 0.000

16:29 28.43 0.965 17:33 0.00 0.000

16:30 28.60 0.966 17:34 0.00 0.000

16:31 28.55 0.964 17:35 0.00 0.000

16:32 28.50 0.965

16:33 28.53 0.966

16:34 28.60 0.968

16:35 28.43 0.972 28.52

16:40 19.07 0.991

16:41 19.14 0.988

16:42 19.19 0.983

16:43 19.07 0.969

16:44 19.07 0.969

16:45 18.95 0.970

16:46 19.04 0.968

16:47 19.09 0.971

16:48 19.02 0.971

16:49 18.75 0.961

16:50 18.95 0.970

16:51 19.11 0.975

16:52 18.95 0.978

16:53 19.04 0.986

16:54 19.16 0.989

16:55 19.16 0.993 19.05

43

4.2.4 MEDICION DE PARAMETROS ELECTRICOS EN SERVICIOS AUXILIARES

A continuación en la Tabla 4.4 se muestra los resultados obtenido en la medición de parámetros eléctricos en los servicios auxiliares.

Tabla N° 4.4 Resultados parámetros eléctricos en servicios auxiliares

Fuente: Cenergia

FECHA Y HORA P(kW) FDP FECHA Y HORA P(kW) FDP

10/09/2010 11:30 88.358 0.72 10/09/2010 14:35 85.737 0.72

10/09/2010 11:35 87.721 0.718 10/09/2010 14:40 85.524 0.72

10/09/2010 11:40 87.366 0.716 10/09/2010 14:45 85.524 0.718

10/09/2010 11:45 87.012 0.714 10/09/2010 14:50 85.311 0.717

10/09/2010 11:50 87.154 0.717 10/09/2010 14:55 85.170 0.717

10/09/2010 11:55 87.225 0.72 10/09/2010 15:00 85.382 0.717

10/09/2010 12:00 87.295 0.72 10/09/2010 15:05 85.737 0.72

10/09/2010 12:05 86.799 0.72 10/09/2010 15:10 85.524 0.72

10/09/2010 12:10 86.516 0.718 10/09/2010 15:15 87.579 0.728

10/09/2010 12:15 86.587 0.718 10/09/2010 15:20 88.287 0.731

10/09/2010 12:20 86.233 0.715 10/09/2010 15:25 88.146 0.73

10/09/2010 12:25 86.162 0.714 10/09/2010 15:30 88.075 0.729

10/09/2010 12:30 85.807 0.716 10/09/2010 15:35 88.642 0.733

10/09/2010 12:35 86.020 0.717 10/09/2010 15:40 87.791 0.727

10/09/2010 12:40 86.516 0.714 10/09/2010 15:45 88.075 0.729

10/09/2010 12:45 85.595 0.722 10/09/2010 15:50 87.791 0.726

10/09/2010 12:50 85.666 0.721 10/09/2010 15:55 88.004 0.729

10/09/2010 12:55 85.807 0.718 10/09/2010 16:00 88.642 0.734

10/09/2010 13:00 85.595 0.724 10/09/2010 16:05 88.783 0.735

10/09/2010 13:05 85.737 0.727 10/09/2010 16:10 88.429 0.734

10/09/2010 13:10 85.737 0.724 10/09/2010 16:15 88.075 0.729

10/09/2010 13:15 85.595 0.724 10/09/2010 16:20 87.791 0.727

10/09/2010 13:20 85.595 0.727 10/09/2010 16:25 87.650 0.727

10/09/2010 13:25 85.241 0.724 10/09/2010 16:30 87.650 0.727

10/09/2010 13:30 85.524 0.726 10/09/2010 16:35 87.650 0.727

10/09/2010 13:35 85.241 0.724 10/09/2010 16:40 88.075 0.729

10/09/2010 13:40 84.886 0.72 10/09/2010 16:45 87.791 0.728

10/09/2010 13:45 84.886 0.72 10/09/2010 16:50 87.650 0.727

10/09/2010 13:50 85.382 0.717 10/09/2010 16:55 88.004 0.729

10/09/2010 13:55 85.524 0.717 10/09/2010 17:00 87.366 0.733

10/09/2010 14:00 85.382 0.717 10/09/2010 17:05 87.295 0.735

10/09/2010 14:05 85.170 0.715 10/09/2010 17:10 87.366 0.737

10/09/2010 14:10 85.311 0.717 10/09/2010 17:15 87.225 0.731

10/09/2010 14:15 84.957 0.714 10/09/2010 17:20 86.516 0.733

10/09/2010 14:20 85.170 0.715 10/09/2010 17:25 86.799 0.733

10/09/2010 14:25 85.311 0.717 10/09/2010 17:30 86.941 0.73

44

4.3 CALCULO DE LA POTENCIA EFECTIVA

A continuación se desarrolla los cálculos previos para el cálculo de la potencia efectiva.

4.3.1 CALCULO DEL FACTOR DE CORRECIÓN POR T° ENSAYO (Kygp)

El primer valor de temperatura obtenido en el ensayo como se muestra en la tabla 4.1 es igual a 23 °C, se verifica esta temperatura en la curva de corrección mostrada en la figura 2.8 y se interpola haciendo uso de la Ec. 2.8.

Reemplazando los datos en la ecuación 2.8, obtenemos:

0.955344 0.963605

(23 / 21; 24) 0.963605 (23 21)

(24 21)

f = + + × −

−

4.3.2 CALCULO DEL FACTOR DE CORRECIÓN POR T° DE SITIO (Kxgp)

Para calcular el Kxgp, se considera el valor de temperatura promedio del sitio

( )T_x , el cual se obtiene de la Tabla 2.1, siendo igual a 25.87 °C; a continuación se

verifica en la curva de corrección, Fig. 2.8, y se procede a interpolar.

Reemplazando en la Ec. 2.8 se tiene:

0.926939 0.945344

(25.87 / 24; 27) 0.945344 (25.87 24) (27 24)

f = + − × −

−

0.9338

xgp

K =

0.9514

ygp

45

4.3.3 CALCULO DEL FACTOR DE CORRECIÓN POR HR ENSAYO (KHr_y)

Para el cálculo de la KHr_{y se utiliza la Tabla 4.1 donde se tiene la} T_y es 23°C y

laHr_y igual a 50.7 %, se remplaza estos valores en la tercera ecuación mostrada en la

Fig. 2.9, se obtiene como resultado:

4

1.4724 10 (50.7) 1.01107

y

KHr = − × − × +

1.0036

y

KHr =

De forma similar se efectúa el cálculo para todos los datos de la Tabla 4.1, considerando esta misma ecuación para todos los datos debido a que la variación de temperatura fluctúa entre 21.9 °C y 23 °C.

4.3.4 CALCULO DEL FACTOR DE CORRECIÓN POR HR SITIO (KHr_x)

El cálculo del KHrx, está en función del Tx y Hrx , este último se obtiene de la

Tabla 2.2 siendo igual a 82.828%; aplicando la cuarta ecuación de la Fig. 2.9, tenemos:

4

2.04100 10 (82.828) 1.01532

x

KHr = − × − × +

0.9984

x KHr =

4.3.5 CALCULO DEL FACTOR DE CORRECIÓN POR POTENCIA (KFp)

De la Tabla 4.3 se tiene el valor de Fp _{igual a 0.984, para calcular el} KFpse

reemplaza en la Ec. 2.21, resultando:

2 2 2

2.32465 10 0.984 6.1842 10 0.984 1.03577

KFp − −

46 0.9974

KFp=

4.3.6 CALCULO DE LA POTENCIA ISO ( )P_i

Para calcular Pi se utiliza los valores obtenidos de Py,KFp,KygpyKHry. se

reemplaza estos valores en la Ec. 2.20, se obtiene:

35447.5 0.9974 0.951 1.0036

i

P = ×

×

37027.7

i

P = kW

4.3.7 CALCULO DE LA POTENCIA EFECTIVA ( )P_x

Reemplazando los valores de Pi y los factores de corrección KxgpyKHrx en la

Ec. 2.9, se obtiene:

37027.7 0.934 0.9984

x

P = × ×

34524.7

x

P = kW

47 Tabla 4.5 - Resultados potencia efectiva

Hora Potencia de Ensayo (kW)

Potencia Iso (kW)

Potencia Efectiva

(kW)

Potencia Efectiva Neta

(kW)

Potencia Auxiliares

(kW)

Desviación (%)

11:30 35447.5 37027.7 34524.7 34436.3 88.4 0.10

11:45 35237.8 36810.4 34322.1 34234.7 87.4 0.69

12:00 35503.5 37102.8 34594.7 34507.5 87.2 0.06

12:15 35511.5 37056.7 34551.7 34465.1 86.6 0.08

12:30 35453.9 37003.4 34502.0 34416.0 86.1 0.08

12:45 35769.2 37309.7 34787.7 34701.6 86.0 0.81

13:00 35548.3 37105.2 34597.0 34511.3 85.7 0.18

13:15 35678.0 37213.3 34697.8 34612.1 85.7 0.55

13:30 35719.6 37284.1 34763.8 34678.3 85.5 0.67

13:45 35527.5 37065.7 34560.1 34475.1 85.0 0.12

14:00 35465.1 37050.9 34546.4 34460.9 85.4 0.05

14:15 35175.3 36791.4 34304.4 34219.2 85.1 0.87

14:30 35183.3 36799.4 34311.8 34226.7 85.1 0.85

14:45 35359.4 36959.9 34461.5 34375.9 85.6 0.35

15:00 35168.9 36719.0 34236.9 34151.6 85.3 0.89

15:15 35351.4 36892.7 34398.9 34312.6 86.3 0.37

15:30 35573.9 37059.0 34553.9 34465.7 88.2 0.26

15:45 35537.1 36977.7 34478.0 34389.9 88.2 0.15

16:00 35601.1 37011.2 34509.3 34421.2 88.1 0.33

16:15 35850.9 37210.7 34695.3 34606.9 88.4 1.04

Máximo 35850.9 37309.7 34787.7 34701.6 88.4 1.04

Mínimo 35168.9 36719.0 34236.9 34151.6 85.0 0.05

Promedio 35483.2 37022.5 34519.9 34433.4 86.5 0.42

48

4.4 CALCULO DEL RENDIMIENTO

Para determinar los índices de consumo de combustible, rendimiento y eficiencia de la unidad de generación en base al consumo de combustible obtenido en los ensayos, seguimos en el siguiente procedimiento:

4.4.1 INDICES A CONDICIONES DE ENSAYO

A continuación se determina los índices a condiciones de ensayo, a partir de las mediciones de consumo de combustible y potencia de ensayo. El valor considerado de PCI se obtiene al convertir el dato suministrado por COGA. Donde: 36.28 MJ/m3 equivalente a 973.72577 BTU/ PCS [5]

El primer índice de condición a calcular es RY, el valor de consumo de

combustible obtenido en la prueba de ensayo como se muestra en la Tabla 4.2; es 11458.30 Sm3/h, al convertir resulta igual a 404.65 MPCS/h.

Se reemplaza los valores en la Ec. 2.14, se obtiene:

35447.47 404.65

y R =

87.60 /

y

R = kWh MPCS

Utilizando el valor de RY en la Ec. 2.13; obtenemos el consumo específico de

calor.

973726 87.60

y Hr =

11115.44 /

y

49 A continuación calculamos la eficiencia, reemplazando Hr_{Y en la Ec. 2.10,}

adquiriendo como resultado:

100 860 11115.44 0.252

y

η

×

30.7 %

y

η =

El calor generado por la turbina se calcula con la Ec. 2.11, reemplazando Hr_Y y

Y

P se obtiene:

35447.47 11115.44

Q= ×

394014320.72 /

Q= BTU h

4.4.2 INDICES A CONDICIONES DE POTENCIA EFECTIVA

Se considera la corrección de la eficiencia por la variación de la temperatura

ambiente gxe gye

K

K por medio de la TY y Tx , se utiliza la Fig. 2.8, para obtener los valores

de corrección a interpolar.

Para K_gye la T_Y es igual a 23°C, este valor se reemplaza en la Ec. 2.8 y se

obtiene:

1.01402 1.00885

(23 / 21; 24) 1.00885 (23 21) (24 21)

f = + − × −

−

(23 / 21; 24) 1.0122

f =

Ahora se calcula K_gxe, para T_{x igual a 25.9°C, se reemplaza en la Ec. 2.8,}

50 1.01952 1.01402

(25.9 / 24; 27) 1.01402 (25.9 24) (27 24)

f = + − × −

−

(25.9 / 24; 27) 1.0175

f =

A continuación con estos valores se calcula el factor de corrección de eficiencia por temperatura, obteniendo:

1.0175 1.0122

gxe

gye K

K =

1.005

gxe

gye K

K =

Para el cálculo de la Hr_x reemplaza los valores en la Ec. 2.16, obteniendo como

resultado:

11115.45 1.005

X

H r = ×

11171.96 /

X

H r = BTU kW h

Consecutivamente se utilizan las Ecs. 2.17 y 2.18 para calcular el consumo horario de combustible m_cx.

11171.96 34524.7 973726

cx

m = ×

396.12 /

cx

m = M PC S h

51 34524.7 396.12 x R = 87.16 / x

R = kW h M PC S

Por último se calcula ηx , se reemplaza en la Ec. 2.10; obteniendo;

100 860 11171.96 0.252

x

η

×

30.55 %

x η =

De manera similar se realiza el cálculo para todos los datos obtenidos en el ensayo, considerando las diferentes cargas a la que se realiza la prueba de ensayo. Los resultados a diferentes valores de carga se muestran en la Tabla 4.6.

Tabla 4.6 - Resultado de rendimiento a diferentes cargas

Fuente: Elaboración propia

Carga Py (kW) Consumo de Combustible gas (MPCS/h) Q BTU/h Ry (kWh/MPCS) HRy (BTU/kWh ) ny (%) Rx (kWh/MPCS) Consumo de Combustible (MPCS/h) HRx (BTU/kWh) nx (%) Px (kW)

100% 35483.17 401.42 390871539 88.40 11015.87 30.98 87.91 392.67 11076.59 30.81 34519.9

80% 28515.02 336.83 327979621 84.66 11502.07 29.67 84.05 328.09 11585.46 29.46 27575.6

54% 19046.53 253.40 246745954 75.17 12955.46 26.34 74.60 246.60 13053.42 26.15 18396.0

27% 9493.63 181.41 176646519 52.33 18621.53 18.34 51.88 176.01 18782.72 18.18 9131.8

0% 105.99 105.99

52

CAPITULO 5 – EVALUACIÓN DE RESULTADOS

5.1 CONSIDERACIONES

La información de los ensayos ha sido analizada y validada en función a las siguientes consideraciones:

1. Para las pruebas de potencia efectiva, los datos de ensayo de potencia bruta y de auxiliares deben ser más o menos constantes.

2. Considerando el tipo y estado de la tecnología correspondiente al año de fabricación de la turbina a gas, su eficiencia a plena carga en base al poder calorífico debe estar alrededor de 30% a 32%.

3. La tendencia normal del consumo de combustible MPCS/h en función a la carga (kW) es lineal; en la cual la intersección con la ordenada nos indica el consumo en vacío y la tangente indica el consumo incremental.

5.2 MARGEN DE ERROR EN LAS MEDICIONES

La medición de la potencia efectiva es directa y, por lo tanto, su margen de error está determinado por la precisión del instrumento utilizado para la medición de la potencia de ensayo. En el Cuadro 5.1 se indica el margen de error correspondiente.

Cuadro 5.1- Margen de error

UNIDAD

ENSAYADA MAGNITUD UNIDAD RANGO ERROR

TGM1-B Potencia activa kW 0 – 34 485,8 ± 68,9

53

5.3 RESULTADOS DE POTENCIA EFECTIVA

En el Cuadro N° 5.2 se muestra los resultados de la prueba de potencia efectiva realizada a la turbina TGM1-B.

Cuadro N°5.2 - Resultados de la prueba potencia efectiva

POTENCIA DE ENSAYO

(kW)

POTENCIA A CONDICIONES ISO

(kW)

POTENCIA EFECTIVA

(kW)

POTENCIA AUXILIARES

(kW)

35 483,2 37 022.5 34 519.9 86,5

Fuente: Elaboración propia

5.4 RESULTADOS DE RENDIMIENTO

En el Cuadro N° 5.3, se indica los valores correspondientes al rendimiento, consumo específico de calor, consumo específico de combustible y la eficiencia de la unidad ensayada a diferentes cargas demostradas.

Cuadro N°5.3 - Resultados de la prueba Rendimiento

Carga % 0% 27% 54% 80% 100%

Potencia Kw 0,00 9 131,80 18 396,0 27 575,6 34 519,9

Consumo de

combustible MPCS/h 105,99 176,01 246,60 328,09 392,29

Consumo específico

de calor – LHV BTU/kWh - 18782,72 13053,4 11 585,5 11 076,6 Rendimiento kWh/MPCS 0,00 51,88 74,60 84,05 87,91

Eficiencia térmica –

LHV % - 18,18 26,15 29,46 30,81

54 Tomando en cuenta el nivel de incertidumbre atribuible a la precisión del registrador de potencia (0,2) y el medidor de flujo (0,2), se obtiene como resultado definitivo para el rendimiento a plena carga de la unidad el siguiente valor:

Rendimiento de la unidad TG1M-B: 87,91 kWh/MPCS ± 0,35 kWh/MPCS

A continuación, en la Grafica 5.1, se muestra la evolución de la potencia por la turbina TG1MB-1.

Grafica 5.1 - Evolución de la potencia generada

Fuente: Elaboración propia

5.5RESULTADO DE ÍNDICES A CONDICIONES EFECTIVAS NETAS

En el siguiente Cuadro 5.4 se muestra el resultado de los índices a condiciones efectivas. 33200 33400 33600 33800 34000 34200 34400 34600 34800 35000 35200 35400 35600 35800 36000 36200 36400 36600 36800 37000 37200 37400

11:15 11:45 12:15 12:45 13:15 13:45 14:15 14:45 15:15 15:45 16:15

P o te n c ia ( k W ) Hora Evolución de la Potencia Generada

TG2

55 Cuadro 5.4 - Índices a condiciones de potencia efectiva

INDICES A CONDICIONES EFECTIVAS POTENCIAS

EFECTIVAS

POTENCIAS EFECTIVAS

NETA

Carga Rx (kWh/MPCS) Consumo de Combustible (MPCS/h) HRx (BTU/kWh) nx (%) Px (kW) P (kW)

100% 87.91 392.67 11076.59 30.81 34519.9 34433.4

80% 84.05 328.09 11585.46 29.46 27575.6 27489.1

54% 74.60 246.60 13053.42 26.15 18396.0 18309.5

27% 51.88 176.01 18782.72 18.18 9131.8 9045.3

0% 0.00 105.99 0.00 0.00

Fuente: Elaboración propia

En la siguiente grafica 5.2 se muestra el consumo horario de combustible vs la potencia efectiva neta generada por la turbina TGM1-B.

Grafica 5.2 - Consumo Horario de Combustible vs Potencia efectiva neta

Fuente: Elaboración propia

0 50 100 150 200 250 300 350 400

34436,34 34612,09 34151,61 27534,57 27424,65 27398,66 18311,62 18282,87 9045,53 8915,25

C on su m o (M P C S/ h)

Potencia Efectiva Neta (kW)

56 En la Grafica 5.3 se muestra el consumo horario de combustible vs la carga de la turbina TGM1-B.

Grafica 5.3 - Consumo Horario de Combustible vs Porcentaje de carga

Fuente: Elaboración propia

En la Grafica 5.4 se tiene la perdida de calor Vs la potencia efectiva neta.

Grafica 5.4: Perdida de Calor Vs Potencia efectiva neta

Fuente: Elaboración propia

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 100% 80% 54% 27% 0% C on su m o (M P C S/ h)

Porcentaje de Carga

Consumo Horario de Combustible Vs. Carga

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 18000 20000

34436,34 34612,09 34151,61 27534,57 27424,65 27398,66 18311,62 18282,87 9045,53 8915,25

H

R

x (

B T U /k Wh )

Potencia Efectiva Neta (kW)